RU2013529C1 - Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта - Google Patents

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2013529C1
RU2013529C1 SU5007752A RU2013529C1 RU 2013529 C1 RU2013529 C1 RU 2013529C1 SU 5007752 A SU5007752 A SU 5007752A RU 2013529 C1 RU2013529 C1 RU 2013529C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
solution
acid
formation
concentration
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
О.В. Поздеев
В.Н. Глущенко
Ю.Н. Усенко
Original Assignee
Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
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
Application filed by Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности filed Critical Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority to SU5007752 priority Critical patent/RU2013529C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2013529C1 publication Critical patent/RU2013529C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

Состав содержит следующие компоненты, мас. % : лигносульфонаты технические аммониевой формы нейтрализации 10 - 30; гликоли или глицерин 10 - 15; раствор плавиковой кислоты 30 - 50% -ной концентрации 2 - 15; раствор соляной кислоты 12 - 15% -ной концентрации 40 - 78. 2 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано для растворения терригенных коллекторов с карбонатными разностями в призабойной зоне неоднородного по проницаемости нефтяного или газового пласта, а также в качестве жидкости перфорации скважин.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, включающий растворы соляной кислоты в смеси с плавиковой кислотой в концентрациях 10-25 и 1-20% соответственно.
Указанный известный состав, содержащий 95 мас. % соляной кислоты 15% -ной концентрации и 5 мас. % плавиковой кислоты 40% -ной концентрации, обладает вязкостью 1,8 мПа˙с, плотностью 1075 кг/м3 и скоростью растворения карбонатов 22068,1 г/м2 ˙ч.
Недостатками указанного известного состава являются:
1. Высокая скорость растворения карбонатов, аналогичная растворам соляной кислоты, что способствует разрушению скелета пласта, сцементированного карбонатными разностями, освобождению и выносу песка в ствол скважины с кольматацией фильтрационных каналов, служащих путями притока пластовых флюидов. Кроме того, такой состав не проникает вглубь пласта на значительное расстояние и вследствие этого снижается охват пласта кислотным воздействием по глубине.
2. После нейтрализации раствора соляной кислоты в пласте известный состав с плавиковой кислотой образует нерастворимый студенистый осадок, представляющий собой ее соединения с ионами натрия, калия, кальция, кремния. Такой осадок может способствовать последующей кольматации фильтрационных каналов пласта ввиду его нерастворимости в пластовых флюидах.
3. Обработанный состав не обладает стабилизирующей способностью в отношении ионов трехвалентного железа, увлекаемого в состав по мере его прокачки по лифтовым трубам. Это приводит к последующему осаждению ионов железа в виде нерастворимой мелкодисперсной гидроокиси на стенках фильтрационных каналов пласта, их закупорке и снижению поступления в скважину пластовых флюидов.
4. Состав обладает низкими значениями вязкости, что снижает охват пласта кислотным воздействием по толщине.
Эти недостатки снижают эффективность кислотного воздействия на пласт.
Цель изобретения - снижение скорости реакции состава с карбонатами, придание ему стабилизирующей способности в отношении ионов железа трехвалентного и способности предотвращения образования в пласте нерастворимых осадков - продуктов реакции плавиковой кислоты с горной породой.
Цель достигается тем, что известный состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий раствор соляной кислоты 12-15% -ный концентрации и раствор плавиковой кислоты, дополнительно содержит гликоли или глицерин и лигносульфонаты технические аммониевой формы нейтрализации, а в качестве раствора плавиковой кислоты - раствор плавиковой кислоты 30-50% -ный концентрации при следующем соотношении ингредиентов, мас. % :
лигносульфонаты тех-
нические аммониевой формы нейтрализации 10-30 гликоли или глицерин 10-15
раствор плавиковой
кислоты 30-50% -ной концентрации 2-15
раствор соляной кис-
лоты 12-15% -ной кон- центрации 40-78
Лигносульфонаты технические (именуемые в дальнейшем ЛСТ) являются многотоннажным отходом при сульфитной варке целлюлозы на ряде целлюлозно-бумажных комбинатов страны. Согласно ТУ 13-0281036-06-89 ЛСТ представляют собой однородную вязкую жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 47% , имеют значения рН 20% -ного раствора не менее 4,4 ед. рН, условной вязкости на вискозиметре В 3-1 - не более 320 с. В их составе содержатся лигносульфоновые кислоты, непрореагировавшие сахара и остатки целлюлозы.
В работе использовали ЛСТ марки В общего назначения (аммониевой формы нейтрализации) плотностью 1223 кг/м3 и содержанием сухих веществ 53,3 мас. % .
Для получения предлагаемого способа в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: соляная кислота по ГОСТ 857-76 или ТУ 6-01-714-77; плавиковая кислота по ГОСТ 2567-73 или ТУ 48-5-184-78; промышленно производимая смесь соляной и плавиковой кислот по ТУ 02-1453-78; этиленгликоль по ГОСТ 10164-75; диэтиленгликоль по ТУ 6-09-1981-72; триэтиленгликоль по ТУ 6-09-1981-71; глицерин по ГОСТ 6259-75.
П р и м е р. К 10 см3 ЛСТ, помещенных в полиэтиленовый стакан, при постоянном перемешивании эбонитовой палочкой прибавляли 10 см3 этиленгликоля и перемешивали в течение 1 мин. Затем при постоянном перемешивании последовательно вводили 78 см3 соляной кислоты и 2 см3 плавиковой кислоты и перемешивали в течение 5 мин до получения гомогенного состава. Полученный состав охлаждали до 20оС и подвергали испытаниям.
Эффективную вязкость состава определяли на приборе "Rheotest" при градиенте сдвига 437,4 с-1.
Плотность оценивали пикнометрически в полиэтиленовом пикнометре.
Скорость реакции состава Vр оценивали путем помещения кубиков мрамора площадью S = 6±0,2 см-2 определенной массы m в реакционный состав, помещенный в полиэтиленовый стакан, при отношении объема состава к площади образцов мрамора 4,2 с периодическим (10 мин), перемешиванием путем встряхивания. Во всех случаях раствора кислот было достаточно для полного растворения мрамора. Предельное время реакции τ составляло 6 ч, т. е. то время, которого достаточно для закачки всего объема состава в пласт, его продавки и пуска скважины в работу. Если по истечении 6 ч реакции образцы мрамора не растворились, то их вынимали, промывали водой, сушили до постоянного веса m1 в сушильном шкафу при 105-110оС и взвешивали на аналитических весах.
Расчет производился по формуле
vр=
Figure 00000001
(г/м2·ч) (г/м2˙ч)
Стабильность отработанного кислотного состава по отношению к выпадению ионов трехвалентного железа в виде гидроокиси оценивали путем ввода в исходный состав 1 г/дм3 ионов железа в виде 40% -ного раствора хлорного железа, исходя из его максимального содержания в кислотном составе после прокачки по лифтовым трубам.
После полной нейтрализации состава избытком мрамора (до прекращения выделения пузырьков СО2) визуально осматривали непрореагировавшие образцы мрамора. О выпадении ионов железа на них в виде гидроокиси свидетельствовал красноватый сплошной налет, который не смывается водой. В стабилизированном отработанном растворе образцы мрамора оставались чистыми.
Стабильность отработанного кислотного состава по отношению к выпадению фторида кальция в виде студенистого гелеобразного осадка оценивали путем ввода к 100 см3 пластовой воды плотностью 1180 кг/м3 10 см3 отработанного состава, перемешивания и выдержки в течение 60 мин. О наличии осадка свидетельствовало его выпадение на дно стеклянного цилиндра в рыхлом состоянии или мутная окраска раствора, если взвешенные частицы являются мелкими и равномерно распределяются в объеме модели пластовой воды. Стабильный состав не содержит нерастворимых включений и является прозрачным на свету.
Стабильность исходного состава оценивали после его выдержки в мерных полиэтиленовых пробирках в течение 24 ч с последующей визуальной регистрацией разделения состава на фазы.
Состав и свойства состава по изобретению приведены в табл. 1 и 2 соответственно.
Преимущества предлагаемого состава состоят в следующем.
Существенное замедление скорости растворения карбонатной породы предлагаемым составом в сочетании со стабилизацией ионов железа и предотвращением образования нерастворимых осадков в отработанном растворе позволяет проводить глубокую кислотную обработку призабойной зоны пласта за радиус ухудшенной проницаемости сравнительно меньшими объемами состава, чем при обычной обработке, улучшить эффективность кислотной обработки и сократить время освоения скважин в послеремонтный период.

Claims (1)

  1. СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, содержащий раствор соляной кислоты 12 - 15% -ной концентрации и раствор плавиковой кислоты, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гликоли или глицерин и лигносульфонаты технические аммониевой формы нейтрализации, а в качестве раствора плавиковой кислоты - раствор плавиковой кислоты 30 - 50% -ной концентрации при следующем соотношении ингредиентов, об. % :
    Лигносульфонаты технические аммониевой формы нейтрализации 10 - 30
    Гликоли или глицерин 10 - 15
    Раствор плавиковой кислоты 30 - 50% -ной концентрации 2 - 15
    Раствор соляной кислоты 12 - 15% -ной концентрации 40 - 78
SU5007752 1991-09-03 1991-09-03 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта RU2013529C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5007752 RU2013529C1 (ru) 1991-09-03 1991-09-03 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5007752 RU2013529C1 (ru) 1991-09-03 1991-09-03 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2013529C1 true RU2013529C1 (ru) 1994-05-30

Family

ID=21588066

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5007752 RU2013529C1 (ru) 1991-09-03 1991-09-03 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2013529C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733340C1 (ru) * 2019-11-06 2020-10-01 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Состав для воздействия на доманиковые отложения

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733340C1 (ru) * 2019-11-06 2020-10-01 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Состав для воздействия на доманиковые отложения

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2689937C1 (ru) Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения
RU2467163C1 (ru) Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта
RU2013529C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2100587C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2388786C2 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта
RU2679029C1 (ru) Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты)
RU2244812C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2044754C1 (ru) Структурированный состав для ремонта скважин
RU2064571C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти
RU2170753C2 (ru) Безглинистый буровой раствор
RU2272127C1 (ru) Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта
RU2047757C1 (ru) Состав для обработки призабойной зоны пласта
RU2213216C1 (ru) Состав для обработки призабойной зоны пласта
RU2047756C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2013530C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2133258C1 (ru) Состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта
RU2752461C1 (ru) Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов
RU2119040C1 (ru) Буферная жидкость
RU2186963C2 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта
SU1063821A1 (ru) Буровой раствор
CN113355081B (zh) 一种用于砂岩储层酸压改造的深穿透工作液及应用
SU1321740A1 (ru) Состав дл вскрыти продуктивного пласта
RU2109937C1 (ru) Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин
RU2039237C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2109939C1 (ru) Состав для ограничения притока пластовых вод