EA013605B1 - Применение водорастворимых алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче - Google Patents

Применение водорастворимых алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче Download PDF

Info

Publication number
EA013605B1
EA013605B1 EA200701784A EA200701784A EA013605B1 EA 013605 B1 EA013605 B1 EA 013605B1 EA 200701784 A EA200701784 A EA 200701784A EA 200701784 A EA200701784 A EA 200701784A EA 013605 B1 EA013605 B1 EA 013605B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
carbonate
water
contaminants
permeability
Prior art date
Application number
EA200701784A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200701784A1 (ru
Inventor
Томас Хайденфельдер
Маркус Гуцманн
Хельмут Виттелер
Уве Оссмер
Original Assignee
Басф Акциенгезелльшафт
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from DE200510010564 external-priority patent/DE102005010564A1/de
Application filed by Басф Акциенгезелльшафт filed Critical Басф Акциенгезелльшафт
Publication of EA200701784A1 publication Critical patent/EA200701784A1/ru
Publication of EA013605B1 publication Critical patent/EA013605B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S166/00—Wells
    • Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
  • Paints Or Removers (AREA)
  • Hydrogenated Pyridines (AREA)

Abstract

Применение алкансульфокислот, в частности метансульфокислоты, для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций, а также для растворения карбонатных и/или содержащих карбонат примесей при добыче нефти, в особенности при температуре не меньше 100°С.

Description

Изобретение касается применения алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче, в особенности при температуре не менее 100°С.
При добыче нефти или природного газа в нефте- и/или газоносных породных формациях забуриваются скважины. Типичными породными формациями являются песчаники и/или карбонатные формации. В песчаниках кварцевые частицы агломерируются посредством других материалов, в том числе карбонатов. Само собой разумеется, что карбонатные формации также могут иметь определенную долю кварца и силиката.
Нефть или газ благодаря разности между давлением в формации и давлением в буровой скважине текут через тонкие каналы, поры или такого рода образования в формации к буровой скважине, и оттуда подаются на поверхность. Давление в формации может иметь естественное происхождение или же создаваться искусственно, например, нагнетанием воды, водяного пара или других жидких или газообразных сред через нагнетательную скважину.
Чтобы добиться экономичной скорости подачи нефти или природного газа, пористость породной формации должна достичь известной величины. Однако часто пористость породной формации слишком низкая. С одной стороны, уже естественная пористость может быть слишком низкой, а, с другой стороны, достаточно большие поры с течением времени могут забиваться, например, частицами породы. Поэтому понятно, что для создания пор и каналов следует взорвать породную формацию (действие, называемое также ГгасЮппд ЦсаИпспГ или ГгасЮппд («трещинообразование»)).
Закупорки, в частности, образуются за счет СаСО3 или ВаСО3. В породной формации при естественно создаваемых условиях (высокое давление, высокая температура) создается более высокая концентрация карбоната кальция в воде формации, чем при нормальных условиях (1 бар, комнатная температура). Когда насыщенная СаСО3 вода формации попадает в зону с более низкой температурой и/или пониженным давлением, то происходит кристаллизация СаСО3 и ВаСО3. Это происходит, например, вблизи эксплуатационной скважины. В результате пористость формации уменьшается.
В дальнейшем вода формации охлаждается по пути к поверхности земли, из-за чего в самой скважине также образуются отложения СаСО3 или ВаСО3. Это также ведет к снижению нефте- или газоотдачи.
Известно, что такого рода закупорки в скважине или в формации должны растворяться обработкой кислотой (действие, называемое также ..αοίάίζίη§ 1гса1тсп1 или ..αοίάίζίη§). Кроме того, кислотной обработкой могут также создаваться новые каналы и поры в формации. Более подробно этот вопрос представлен, например, в ибтапи'к Епсус1орсб1а οί 1пби8бта1 Сбстщбу, 616 Еб1, 2000 Е1сс1тошс Вс1са5с. Кск5ОИГСС5 οί 011 апб Оак, 3.4.2. Оспсга1 Ртобисбоп Епщпссппд.
Для кислотной обработки используются, например, водные растворы кислот НЕ и/или НС1. При этом НЕ по своей природе пригодна для силикатных формаций, а НС1 особенно пригодна для карбонатных формаций. Однако уже имеются сведения также о применении органических кислот.
В патенте И8 2005/16731 опубликован способ растворения силикатных материалов в песчанике нефтяного месторождения, при котором в формацию сначала нагнетается буферный раствор органической кислоты и только на втором этапе подается раствор, содержащий НЕ. Органической кислотой может быть, например, муравьиная, уксусная или лимонная кислота.
В патенте И8 2004/9880 описана смесь для обработки песчаников, состоящая из воды, поверхностно-активного вещества для кислотного гидролиза, неорганической кислоты, например НС1, и органической кислоты. Неорганической кислотой может быть, например, соляная, серная или азотная кислота, а органической кислотой может быть, например, муравьиная, уксусная, лимонная или метансульфокислота. Об обработке карбонатных породных формаций сведений нет.
НС1 из-за высокого давления паров не пригодна для применения при повышенных температурах. Кроме того, НС1 является особенно коррозионным агентом при повышенных температурах.
В патенте И8 6805198 приведен способ увеличения проницаемости подземных породных формаций при повышенных температурах, особенно от 92 до 204°С, при применении органических дикарбоновых кислот, как например, щавелевой, малоновой или адипиновой кислоты. Однако при этом могут образовываться нежелательные отложения, например кальциевая соль щавелевой кислоты. Кроме того, требуется относительно большое количество сравнительно слабых кислот.
Патент АО 95/14641 раскрывает алкансульфокислоты в смеси с другими кислотами, например с сульфаминовой кислотой, для удаления накипи, в частности в домашнем хозяйстве.
Задачей изобретения было получение улучшенного способа повышения проницаемости карбонатных и карбонатсодержащих формаций, который наилучшим образом применим при повышенных температурах. Кроме того, задачей изобретения было получение способа для устранения карбонатсодержащих отложений и закупорок независимо от вида вмещающей породы.
Соответственно этому было найдено применение алкансульфокислот, предпочтительно метансульфокислоты, для повышения проницаемости подземных карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций.
Во втором аспекте изобретения было найдено применение водорастворимых алкансульфокислот
- 1 013605 для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче.
В третьем аспекте изобретения был найден способ повышения проницаемости подземных карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций, при котором в породную формацию нагнетают алкансульфокислоты или содержащую алкансульфокислоты композицию по меньшей мере через одну скважину.
В предпочтительной форме исполнения изобретения речь идет о породных формациях с температурой не ниже 100°С.
Для изобретения выведены следующие термины.
Понятие «карбонатная породная формация», в принципе, известно специалисту. Карбонатные породные формации содержат в основном СаСО3 и/или МдСО3, например, в виде магнезита, доломита, известняка, мела или арагонита. Естественно, могут присутствовать еще другие карбонаты, как например, 8тСО3 или ВаСО3. Породные формации могут, конечно, содержать также примеси или же быть перемешанными с другими породными формациями, например с силикатными формациями.
Понятие «карбонатная породная формация» должно охватывать также карбонатсодержащие породные формации, в которых основную долю образуют другие минералы, но присутствует хотя бы небольшое количество карбонатов, в особенности СаСО3 и/или МдСО3, часто в аморфном или плохо кристаллизованном виде. Карбонатсодержащие породные формации содержат, как правило, по меньшей мере 1 вес.%, предпочтительно 2 вес.%, особенно предпочтительно не менее 5 вес.% и наиболее предпочтительно не менее 10 вес.% карбонатов относительно суммы всех компонентов. В качестве примера можно назвать силикатные формации, в которых силикатные и/или кварцевые частицы могут спекаться друг с другом посредством карбонатов.
Понятие «карбонатные и/или карбонатсодержащие примеси в нефтедобыче» означает нежелательные отложения веществ такого рода, которые могут появляться на всех стадиях нефтедобычи от формации до устройств розлива нефти. При этом речь может идти, например, о примесях в породной формации. Могут также подразумеваться карбонатные отложения на поверхности формации. Такого рода примесями являются, например, осадки на фильтре из СаСО3, которые образовались в процессе бурения, и которые должны быть удалены после бурения. Карбонатные отложения могут также возникать в тех случаях, когда непреднамеренное попадание промывочного бурового раствора, содержащего карбонат кальция, разрушает формацию. Речь также может идти о карбонатных отложениях на поверхности формации, появляющихся в результате осаждений (вызванных падением давления или понижением температуры) из водной фазы внутри формации. При таких формациях следует говорить не о карбонатных формациях, а речь может идти, например, о силикатных формациях.
Карбонатные и/или карбонатсодержащие примеси могут образовываться в ходе нефтедобычи также и вне пределов формации. В частности, можно назвать буровые скважины, например нагнетательные или эксплуатационные скважины, агрегаты на месте добычи нефти, например, сепараторы воды и нефти, нефтепроводы и т. п.
Согласно изобретению применялись растворимые в воде алкансульфокислоты. Разумеется, могут использоваться также смеси различных алкансульфокислот. Общая формула для алкансульфокислот: К18О3Н, причем К1 обозначает разветвленный, циклический или с неразветвленной цепью алкильный радикал. Специалист выбирает такой радикал, чтобы алкансульфокислота имела достаточную растворимость в воде. Такой критерий относится также и к концентрации, предусматриваемой для соответствующего применения. Как правило, берется неразветвленный или разветвленный С1-С6-алкильный радикал, предпочтительно С1-С4-алкильный радикал.
Особенно предпочтительно применение метансульфокислоты (сокращенно МСК, формула СН38О3Н). Метансульфокислота является очень сильной кислотой (рКа: -2), но в противоположность к НС1 она имеет более низкое давление пара. Поэтому она особенно пригодна для применения при повышенных температурах. Метансульфокислоту выгодно использовать для обработки породных формаций при температуре не менее 60°С, в частности от 60 до 250°С. Предпочтительно температура обрабатываемой породной формации должна быть 100-240°С, наиболее предпочтительно 120-230°С, а особенно предпочтительно 140-220°С и, например, 160-220°С. Естественно, она может применяться и при более низких температурах, начиная с 20°С.
Может применяться чистая 100% МСК. Однако предпочтительно использовать кислый водный раствор или композицию с МСК. В качестве растворителя предпочтительной является вода, но может также содержаться небольшое количество органического растворителя, смешивающегося с водой. При этом речь идет в частности о спиртах, например метиловом, этиловом или пропиловом спирте. Как правило, доля воды составляет не менее 80 вес.%, предпочтительно 90 вес.%, а особенно предпочтительно не менее 95 вес.% относительно общего количества всех использованных растворителей.
Концентрация МСК в растворе или в композиции выбирается специалистом в зависимости от желаемой цели применения. Однако проверено, что концентрация должна быть не менее 5 вес.%, предпочтительно не менее 10 вес.%, особенно предпочтительно не менее 20 вес.%, а наиболее предпочтительно не менее 50 вес.% относительно суммы всех компонентов раствора или композиции. Например, концентрация может составлять до 75 вес.%.
- 2 013605
МСК согласно изобретению особенно подходит для применения в чистом виде. Разумеется, она может применяться в комбинации с другими кислотами. При этом следует, однако, отказаться от легколетучих кислот особенно при повышенных температурах. В частности, применяемая согласно изобретению композиция при температурах выше 150°С не должна содержать НС1 и/или НР и предшествующую ей кислоту. Примерами других кислот могут быть также органические кислоты, например ртолуолсульфокислота.
Предпочтительные комбинации кислот включают синергические смеси алкансульфокислот, в частности смесь МСК с производными серной кислоты.
Особенно предпочтительна комбинация МСК с сульфаминовой кислотой Η2Ν-8Ο3Η. Неожиданно было найдено, что смешивание МСК и сульфаминовой кислоты приводит к ускоренному растворению СаСО3. Соотношение МСК и сульфаминовой кислоты должно быть при этом от 50:1 до 1:50, предпочтительно 10:1-1:10, особенно предпочтительно 5:1-1:3, и наиболее предпочтительно от 4:1 до 1:1.
В другой предпочтительной форме изобретения может применяться кислота в комбинации с растворимым, по меньшей мере, в воде ингибитором коррозии. Специалисту известны ингибиторы коррозии, и он сделает подходящий выбор в соответствии с желаемой целью применения. Разумеется, могут также применяться смеси различных ингибиторов коррозии. Содержание ингибитора коррозии устанавливается специалистом в зависимости от цели применения.
Примерами подходящих водорастворимых ингибиторов коррозии являются алкиновые производные, как например, пропаргиловый спирт или 1,4-бутиндиол.
В предпочтительной форме исполнения изобретения речь идет об алкоксилированных алкиновых производных общей формулы
НС=С-СН2-О(-СН2-СНК2-О-)пН (I), или
Н(-0-СНК2-СН2-)п-0-СН2-С=С-СН2-0(-СН2-СНК2-0-)пН (II), причем радикалы В2 независимо друг от друга могут быть Н или метилом, а индексы η и п' независимо друг от друга равны от 1 до 10. Специалисту известно, что такого рода алкоксильные группы получают в частности окисным алкилированием или исходя из технических полигликолей. Названные величины для η имеют значение для усредненной длины цепи, причем средняя величина не обязательно должна быть натуральным числом, а может быть любым рациональным числом. Предпочтительно η и η' равны от 1 до 3.
Что касается алкиленоксигрупп, то речь может идти исключительно о производных группах структурных единиц этиленоксида, или исключительно о производных группах пропиленоксида. Естественно, речь может идти также о группах, которые имеют как структурные единицы окиси этилена, так и единицы окиси пропилена. Предпочтительны единицы полиэтиленоксида.
Далее предпочтительными ингибиторами коррозии для реализации данного изобретения являются полимерные ингибиторы. Здесь речь идет о водорастворимых или воднодисперсионных, в основном несшитых гомо- или сополимерах, которые содержат не менее 50 вес.% единиц метакриловой кислоты. Предпочтительно в дополнение к этому полимеры включают также другие, отличные от метакриловой кислоты различные кислые мономеры.
Прежде всего, речь может идти о водорастворимых или, по меньшей мере, о воднодисперсионных полимерах, состоящих из следующих компонентов:
(A) 50-99,9 вес.% метакриловой кислоты (B) 0,1-50 вес.% по меньшей мере одного, отличного от метакриловой кислоты этиленового ненасыщенного мономера, содержащего хотя бы одну кислотную группу, а также (C) 0-30 вес.% других этиленовых ненасыщенных сомономеров, которые могут сополимеризоваться с (А) и (В).
Количества указаны относительно общего количества всех компонентов полимера. Предпочтительно количество компонента (А) составляет 50-90 вес.%, (В) - 10-50 вес.% и (С) - 0-20 вес.%.
Сомономеры (В) должны быть сополимеризуемыми с метакриловой кислотой и, при необходимости, с другими сомономерами. Кислотными группами могут быть как карбоксилатные группы, так и другие кислотные группы, например группы фосфорной кислоты, фосфоной кислоты или сульфоной кислоты. Сомономеры могут иметь как однородные, так и различные кислотные группы. Естественно, могут применяться также несколько разных сомономеров (В) с кислотными группами.
Примеры сомономеров (В) включают СООН-группы указанных кислот общей формулы В3НС=СН(СН2)П-СООН с η = от 1 до 8, и В3= Н или С|-С3. как например, винилуксусная кислота, кротоновая или изокротоновая кислота, две СООН-группы указанных ненасыщенных кислот, как малеиновая кислота или фумаровая кислота, группы фосфоновой кислоты указанных кислот, как винилфосфоновая кислота, аллилфосфоновая или 3-бутенилфосфоновая кислота, группы фосфорной кислоты указанных кислот, как
- 3 013605 моновиниловый эфир фосфорной кислоты моноаллиловый эфир фосфорной кислоты, (моно-3бутениловый) эфир фосфорной кислоты или фосфоноксиэтиловый эфир метакриловой кислоты, или сульфоксигруппы указанных кислот, как стиролсульфокислота. Примеры наиболее подходящих сомономеров (В) включают малеиновую кислоту, фумаровую кислоту и винилфосфоновую кислоту.
Сомономеры (С) включают этиленовую ненасыщенную группу, но не содержат никаких кислотных групп. Примерами такого рода мономеров могут быть олефины, как этилен, пропилен или стирол, эфиры из винилового спирта и монокарбоновых кислот, в особенности как винилацетат или винилпропионат, а также метакрилаты с самыми разными спиртовыми группами, как метилметакрилат, этилметакрилат, пбутилметакрилат или 2-этилгексилметакрилат. Речь может также идти о группах ОН в указанных мономерах, как например, р-винилфенол или, в частности, этоксилированная или пропоксилированная металакриловая кислота.
Полимеры названного вида и их получение подробно описаны, например, в патенте \¥О 04/74372, на страницах 2-18.
Композиции могут содержать также обычные добавки и примеси, типичные для кислотной обработки нефте- и газоносных породных формаций. Примерами таких примесей являются, например, полимеры для повышения вязкости, поверхностно-активные вещества, пенообразователи или пеногасители, окислители, энзимы, добавки для уменьшения трения или для контроля осаждения парафина, а также биоциды. Предпочтительно в качестве добавок могут использоваться, кроме того, комплексообразующие вещества как нитрилоуксусная кислота (ΝΤΑ), этилендиаминтетрауксусная кислота (ΕΌΤΑ), диэтилентриаминпентауксусная кислота (ΌΤΡΑ), гидроксиэтилендиаминтриуксусная кислота (ΗΕΌΤΑ) или метилглициндиуксусная кислота (ΜΟΌΑ). Содержание добавок определяется специалистом в зависимости от цели применения.
Для реализации способа согласно изобретению кислотная композиция нагнетается в формацию горной породы известным способом, по крайней мере, через одну скважину. При этом речь может идти об эксплуатационной или о нагнетательной скважине. Под эксплуатационной скважиной подразумевается скважина, через которую добывается нефть или природный газ. Нагнетательная скважина предназначена для закачивания жидких сред для поддержания давления в месторождении. Обработка нагнетательной скважины снижает потери давления при закачивании водной среды и тем самым способствует более высокой продуктивности.
При кислотной обработке растворяются карбонатные и/или карбонатсодержащие примеси и/или образуются новые каналы или поры в формации.
Если в эксплуатационной и/или нагнетательной скважине должны быть только растворены примеси, то достаточно обработать скважину кислотной композицией.
Время воздействия определяется специалистом в зависимости от местных условий на буровой вышке. Оно зависит, например, от вида формации, соответственно, от удаляемых отложений и/или примесей, а также от концентрации кислоты. Время воздействия может составлять от нескольких минут до нескольких дней.
Кислотная обработка согласно изобретению может быть выгодным образом объединена с гидравлическим подрывом формации. При этом сначала может быть произведен разрыв формации любой жидкой средой, например водой. Однако гидравлический разрыв может быть также выполнен и самой кислотной композицией, применяемой согласно изобретению. Специалист может известным способом и методом определить, осуществлять ли простую кислотную обработку без гидравлического разрыва формации или кислотную обработку, комбинированную с разрывом, путем выбора давления, при котором кислотную композицию закачивают в формацию.
Следующие примеры предназначены для более подробного пояснения изобретения.
Пример 1. Скорость растворения для СаСО3.
К 240 мл 0,104 молярной суспензии СаСО3 добавлялись 10 мл кислоты при условиях, приведенных в табл. 1, и измерялось время до полного растворения СаСО3. Соответствующие кислоты использовались в эквимолярном соотношении. Результаты определялись с перемешиванием и без перемешивания. Данные представлены в табл. 1.
Таблица 1. Скорость растворения для СаСО3 [данные в минутах]. Температура 23°С
Кислота Количество Время растворения Относительное время
[вес.%] [мин] растворения
в воде [МСК- 100%]
без с перемешива- без с перемешива-
перемешива- нием перемешива- нием
ния ния
МСК 70 1086 23,2 100% 100%
НС1 26,5 1058 36,0 97,4 % 155%
НСООН 33,5 >5760 47,3 > 530 % 204 %
- 4 013605
Температура 40°С Кислота Количество Время растворения [вес.%] [мин] в воде без с
Относительное время растворения [МСК = 100%] без с перемешива- перемешиваперемешиваперемешива-
НИЯ нием НИЯ нием
МСК 70 162 11,7 100% 100%
НС1 26,5 239 33,3 148% 285 %
нсоон 33,5 >540 28,1 > 333 % 240 %
Кислота
Количество
Относительное время [вес.%]
Температура 68°С Время растворения [мин] растворения в воде [МСК= 100%] без без с
с перемешива- перемешиваперемешива- перемешива-
НИЯ нием НИЯ нием
МСК 70 57 4,5 100% 100%
НС1 26,5 81 13,1 142% 291 %
нсоон 33,5 378 37,2 663 % 827 %
Пример 2. Сравнение скорости коррозии в соляной кислоте и в метансульфокислоте.
Скорость коррозионного процесса определяется по действию кислоты на стальной образец. В качестве образца использовали сталь марки 1.0425.
Количество продукта коррозии на единицу площади определялось взвешиванием до действия кислоты и после него (см. табл. 2).
Таблица 2. Скорость коррозии стали в НС1 и МСК (90 мин, 75°С)
Кислота Съем [г/см 2]
НС1 [26,55] 1,60
МСК [70,00] 0,08
Пример 3. Скорости коррозии в соляной кислоте и в метансульфокислоте в присутствии ингибиторов.
Для испытаний использовались следующие ингибиторы:
Тип. Описание:
A. Модифицированная полиакриловая кислота;
B. Сополимер на основе малеиновой кислоты/акриловой кислоты/винилфосфоновой кислоты;
C. Пропаргиловый спирт;
Ό. Алкоксилат пропаргилового спирта.
Скорости коррозии определялись способом, описанным в примере 2. Результаты приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3. Скорости коррозии стали в МСК/НС1 в присутствии ингибиторов (60 мин, 75°С)
Кислота Ингибитор Концентрация г/см2
НС126,5% без - 1,325
НС126,5% А 1% 1,263
НС126,5% В 1 % 1,083
НС1 26,5% С 1 % 0,003
НС1 26,5% ϋ 1 % 0,001
МСК 70% без - 0,073
МСК 70% В 1 % 0,048
МСК 70% А 1 % 0,040
МСК 70% ϋ 1 % 0,003
МСК 70% С 1 % 0,002
- 5 013605
Таблица 4. Скорости коррозии стали в МСК/НС1 в присутствии ингибиторов (180 мин, 75°С)
Кислота Ингибитор Концентрация г/см2
НС126,5% - а)
МСК 70% - 0,137
НС126,5% А 0,5 % а)
МСК 70% А 0,5 % 0,132
НС126,5% Ό 0,67 % а)
МСК 70% Ό 0,67 % 0,005
НС1 26,5% В 0,5 % а)
МСК 70% В 0,5 % 0,098
а) Образец полностью растворился в реакционной среде.
Пример 4. Синергический эффект между метансульфокислотой и сульфаминовой кислотой.
215 мл суспензии СаСО3 (0,104 моль/л) при температуре 68°С смешивались с 35 мл кислотной смеси, указанной в табл. 5, и измерялось время до полного растворения СаСО3. Результаты приведены в табл. 5 и на фигуре в графическом виде.
Таблица 5. Время, необходимое для растворения СаСО3 смесью сульфаминовой кислоты и
МСК метансульфокислоты Сульфаминовая кислота Время растворения
[вес.-%] в воде [вес.-%] в воде [мин]
20 0 27,65
15 5 16,35
10 10 8,5
5 15 . 12,85
0 20 26,58
Результаты примеров и сравнительных примеров показывают, что МСК имеет существенно лучшие свойства при растворении карбонатных материалов при повышенных температурах, чем НС1 или НСООН. В то время, как при комнатной температуре различия незначительны, разница при 68°С, типичной температуре породных формаций, прослеживается четко. Благодаря быстрому растворению процесс кислотной обработки не должен прерывать добычу нефти на длительное время.
При более длительном воздействии соляной кислоты процесс коррозии не останавливается даже при добавлении ингибиторов коррозии. Метансульфокислота даже без ингибиторов вызывает меньшую коррозию, чем соляная кислота, хотя и является сильной кислотой. Уже путем добавления незначительного количества ингибитора коррозия может быть полностью подавлена.

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Применение водорастворимых алкансульфокислот общей формулы К1-8О3Н, причем К.1 обозначает неразветвленный или разветвленный алкильный радикал, имеющий от 1 до 4 атомов углерода для повышения проницаемости подземных, карбонатных и/или карбонатсодержащих нефте- и/или газоносных породных формаций.
  2. 2. Применение по п.1, отличающееся тем, что используют водную композицию с содержанием алкансульфокислоты по меньшей мере 20 вес.%.
  3. 3. Применение по п.1 или 2, отличающееся тем, что алкансульфокислоту используют в смеси по меньшей мере с одним ингибитором коррозии.
  4. 4. Применение по п.3, отличающееся тем, что в случае ингибитора коррозии речь идет об алкоксилированных производных алкинов общей формулы
    НС^С-СН2-О(-СН2-СНК2-О-)ПН (I), или
    Н(-О-СНК2-СН2-)п-О-СН2-С=С-СН2-О(-СН2-СНК2-О-)„-Н (II), причем радикалы К2 независимо друг от друга могут быть Н или метилом, а индексы η и п' независимо друг от друга равны от 1 до 10.
  5. 5. Применение по п.3, отличающееся тем, что в случае ингибитора коррозии речь идет по меньшей
    - 6 013605 мере об одном гомополимере или сополимере, содержащем по меньшей мере 50 вес.% единиц метакриловой кислоты.
  6. 6. Применение по пп.1-5, отличающееся тем, что алкансульфокислоту используют в синергической смеси с сульфаминовой кислотой.
  7. 7. Способ повышения проницаемости подземных карбонатных и/или карбонатсодержащих нефтеи/или газоносных породных формаций и/или растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче, при котором кислотную композицию закачивают в породную формацию по меньшей мере через одну скважину, причем в качестве кислотной композиции используют по меньшей мере одну водорастворимую алкансульфокислоту общей формулы Ρ'-δϋ,’,Η. причем Я1 обозначает неразветвленный или разветвленный алкильный радикал, имеющий от 1 до 4 атомов углерода или водную композицию, содержащую по меньшей мере одну указанную алкансульфокислоту.
  8. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что используют водный раствор с содержанием по меньшей мере 20 вес.% алкансульфокислоты.
  9. 9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что алкансульфокислоту используют в смеси по меньшей мере с одним ингибитором коррозии.
  10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что в случае ингибитора коррозии речь идет об алкоксилированных производных алкинов общей формулы
    НС=С-СН2-О(-СН2-СНК2-О-)„Н (I), или
    Н(-0-СНК2-СН2-)п-О-СН2-СС-СН2-0(-СН2-СНЯ2-О-)„Н (II), причем радикалы Я2 независимо друг от друга могут быть Н или метилом, а индексы η и п' независимо друг от друга равны от 1 до 10.
  11. 11. Способ по п.9, отличающийся тем, что в случае ингибитора коррозии речь идет по меньшей мере об одном гомополимере или сополимере, содержащем по меньшей мере 50 вес.% единиц метакриловой кислоты.
  12. 12. Способ по пп.7-11, отличающийся тем, что алкансульфокислоту используют в синергической смеси с сульфаминовой кислотой.
EA200701784A 2005-03-04 2006-03-03 Применение водорастворимых алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче EA013605B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE200510010564 DE102005010564A1 (de) 2005-03-04 2005-03-04 Verwendung von wasserlöslichen Alkanssulfonsäuren zur Erhöhung der Permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden Gesteinsformationen und zum Lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen Verunreinigungen bei der Erdölförderung
DE102005044034 2005-09-14
PCT/EP2006/060438 WO2006092438A1 (de) 2005-03-04 2006-03-03 Verwendung von wasserlöslichen alkansulfonsäuren zur erhöhung der permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden gesteinsformationen und zum lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen verunreinigungen bei der erdölförderung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701784A1 EA200701784A1 (ru) 2008-04-28
EA013605B1 true EA013605B1 (ru) 2010-06-30

Family

ID=36501903

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701784A EA013605B1 (ru) 2005-03-04 2006-03-03 Применение водорастворимых алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче

Country Status (13)

Country Link
US (1) US7638469B2 (ru)
EP (1) EP1859125B1 (ru)
CN (1) CN101133135B (ru)
AT (1) ATE415544T1 (ru)
BR (1) BRPI0608118B8 (ru)
CA (1) CA2599211C (ru)
DE (1) DE502006002198D1 (ru)
DK (1) DK1859125T3 (ru)
EA (1) EA013605B1 (ru)
MX (1) MX2007009943A (ru)
NO (1) NO339629B1 (ru)
UA (1) UA88684C2 (ru)
WO (1) WO2006092438A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9534166B2 (en) 2011-01-19 2017-01-03 Rhodia Operations Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6936639B2 (en) * 2002-08-21 2005-08-30 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Department Of Health And Human Services Nitroxyl progenitors in the treatment of heart failure
US7753123B2 (en) 2006-12-06 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Method for treating a subterranean formation
AU2011200525B8 (en) * 2010-12-17 2016-10-13 Akzo Nobel Chemicals International B.V. Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs
US8863841B2 (en) * 2011-03-02 2014-10-21 Basf Se Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells
WO2012117007A1 (de) 2011-03-02 2012-09-07 Basf Se Alkansulfonsäure-mikrokapseln und ihre verwendung bei tiefbohrungen
KR101947205B1 (ko) 2011-04-14 2019-02-12 바스프 에스이 시스템의 표면 상의 스케일의 침착을 억제하고/하거나 용해시키는 방법
EP2647688A1 (de) * 2012-04-03 2013-10-09 Basf Se Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen
CN102816277B (zh) * 2012-06-29 2016-05-04 扬州润达油田化学剂有限公司 酸化用聚多元羧酸的制备方法
MY173283A (en) * 2013-11-07 2020-01-10 Shell Int Research Thermally activated strong acids
WO2015154977A1 (en) 2014-04-11 2015-10-15 Basf Se Process for acidizing using retarded acid formulations
US9676706B2 (en) 2014-10-17 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Low pH metal-free preparation of aminated organic acid
CA2892895A1 (en) * 2015-05-28 2016-11-28 Fluid Energy Group Ltd. Novel organic acid compositions for use in the oil and gas industry
CA2892877A1 (en) * 2015-05-28 2016-11-28 Fluid Energy Group Ltd. Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
MX2017013659A (es) 2015-06-01 2018-03-15 Halliburton Energy Services Inc Fluidos de tratamiento para uso en la extraccion de materiales solubles en acido en formaciones subterraneas.
BR112019005766A2 (pt) * 2016-09-26 2019-06-18 Baker Hughes A Ge Co Llc processo e composição para remoção de sulfetos de metal
WO2018086984A1 (en) 2016-11-10 2018-05-17 Basf Corporation Process for increasing the production of hydrocarbons from hydrocarbon bearing reservoirs
CN106522885A (zh) * 2016-12-21 2017-03-22 崔虹雯 一种采油过程中油井的清蜡方法
US10100245B1 (en) 2017-05-15 2018-10-16 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity
CA3028226A1 (en) * 2018-12-20 2020-06-20 Fluid Energy Group Ltd. Novel alkylsulfonic acid compostions
CA3028229A1 (en) * 2018-12-20 2020-06-20 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package
US20200270514A1 (en) * 2019-02-26 2020-08-27 Saudi Arabian Oil Company Well treatment methods
CA3153304A1 (en) 2019-09-05 2021-03-11 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
AU2021276459B2 (en) * 2020-05-20 2024-02-22 Nouryon Chemicals International B.V. Salt of monochloroacetic acid with acid for delayed acidification in the oil field industry
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
MX2021003594A (es) * 2021-03-26 2021-09-30 Chemiservis S A De C V Formulacion sintetica acida y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio para prevenir la formacion de incrustaciones en la industria petrolera.
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2110744A (en) * 1981-12-02 1983-06-22 Halliburton Co Method and compositions for acidizing subterranean formations
EP0656417A1 (en) * 1993-11-29 1995-06-07 The Procter & Gamble Company Limescale removal compositions
US20030111225A1 (en) * 2001-09-07 2003-06-19 Tianping Huang Organic acid system for high temperature acidizing

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3030311A (en) * 1959-08-24 1962-04-17 Dow Chemical Co Mineral acid inhibitors
US4332688A (en) * 1976-12-22 1982-06-01 Texaco Inc. Aqueous acid solution containing an acrylamido alkanesulfonic acid polymer
CN1050029A (zh) * 1985-09-10 1991-03-20 鲁布里佐尔公司 使用含酰胺基磺酸(或)盐的单体制备均聚物及共聚物作为液体流失剂的应用及用法
DE3766121D1 (de) * 1986-02-18 1990-12-20 American Cyanamid Co Mobilitaetsregulierungsmittel mit hoeherer thermischer stabilitaet.
US5366643A (en) * 1988-10-17 1994-11-22 Halliburton Company Method and composition for acidizing subterranean formations
DZ1837A1 (fr) * 1993-12-15 2002-02-17 Albright & Wilson Surfactants structures.
CN1070257C (zh) * 1998-10-22 2001-08-29 韩乾坤 周期性负压配合酸化的井处理方法
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US7059414B2 (en) * 2003-07-22 2006-06-13 Bj Services Company Acidizing stimulation method using a pH buffered acid solution

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2110744A (en) * 1981-12-02 1983-06-22 Halliburton Co Method and compositions for acidizing subterranean formations
EP0656417A1 (en) * 1993-11-29 1995-06-07 The Procter & Gamble Company Limescale removal compositions
US20030111225A1 (en) * 2001-09-07 2003-06-19 Tianping Huang Organic acid system for high temperature acidizing

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9534166B2 (en) 2011-01-19 2017-01-03 Rhodia Operations Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield

Also Published As

Publication number Publication date
DK1859125T3 (da) 2009-03-23
NO339629B1 (no) 2017-01-16
US20080153718A1 (en) 2008-06-26
CA2599211C (en) 2013-05-14
NO20074283L (no) 2007-11-19
UA88684C2 (ru) 2009-11-10
DE502006002198D1 (de) 2009-01-08
BRPI0608118B1 (pt) 2016-10-11
EA200701784A1 (ru) 2008-04-28
MX2007009943A (es) 2008-01-30
US7638469B2 (en) 2009-12-29
EP1859125B1 (de) 2008-11-26
EP1859125A1 (de) 2007-11-28
CA2599211A1 (en) 2006-09-08
ATE415544T1 (de) 2008-12-15
WO2006092438A1 (de) 2006-09-08
CN101133135B (zh) 2012-02-15
CN101133135A (zh) 2008-02-27
BRPI0608118A2 (pt) 2010-11-09
BRPI0608118B8 (pt) 2017-03-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013605B1 (ru) Применение водорастворимых алкансульфокислот для повышения проницаемости подземных, карбонатных нефте- и/или газоносных породных формаций и для растворения карбонатных и/или карбонатсодержащих примесей при нефтедобыче
RU2555970C2 (ru) Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин
EP1874890B1 (en) Microemulsion containing corrosion inhibitors useful for oil and gas field applications
US5755972A (en) Method for metal sulfate scale control in harsh oilfield conditions
CA2635032C (en) Scale inhibiting well treatment
US20120208726A1 (en) Composition and method for removing filter cake
MX2014010101A (es) Suspensiones hibridas de base acuosa para operaciones de fracturacion hidraulica.
EP2970748B1 (en) Foamers for liquid removal
JP2014506268A (ja) キレート剤であるアンモニウム塩、ならびに石油およびガス分野の用途におけるそれらの使用
US10100243B2 (en) Environmentally preferable microemulsion composition
US11505737B2 (en) Compositions and methods for controlling strong acid systems
WO2012080463A1 (en) Fluid suitable for treatment of carbonate formations containing a chelating agent
US20150291875A1 (en) Desorbants for enhanced oil recovery
NO341276B1 (no) Brønnbehandling
US8586511B2 (en) Scale inhibiting well treatment
US20180320062A1 (en) Glutamic diacetic acid-containing aqueous fluid composition
EP3363876A1 (en) Process for the cleaning of oil and gas wellbores
WO2017156538A1 (en) Preflush chemicals for scale inhibitor squeeze
AU718313B2 (en) A process and a formulation to inhibit scale in oil field production
RU2709261C2 (ru) Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи
US9453401B2 (en) Chelating fluid for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs and method of using the same
US20140345868A1 (en) Method of maintaining oil reservoir pressure
WO2014176227A1 (en) Use of chelants in formate-based solutions to dissolve residual filtercakes in subterranean wells
US20240117241A1 (en) Calcite impregnated with scale inhibitor composition, process of obtaining the same and process for combating circulation loss
DE102005010564A1 (de) Verwendung von wasserlöslichen Alkanssulfonsäuren zur Erhöhung der Permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden Gesteinsformationen und zum Lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen Verunreinigungen bei der Erdölförderung

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU