RU2076204C1

RU2076204C1 - Compound for treatment of bottom-hole formation zone

Info

Publication number: RU2076204C1
Authority: RU
Inventors: И.А. Сапаров
Original assignee: Сапаров Исмаил Абдурахимович
Priority date: 1992-07-22
Filing date: 1992-07-22
Publication date: 1997-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry. SUBSTANCE: compound for treatment of bottom-hole formation zone includes the following components, mas.%: aqueous solution of hydrochloric acid of 10-12% concentration 85.0-95.0; diethylene glycol 4.5-14.5; surfactant - foaming agent PO-1 - compound based on kerosene distillate 0.5. EFFECT: increased depth of penetration of acid solution in high-temperature formations by reduction of rate of reaction of acid with rock. 1 tbl

Description

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки пласта и может быть использовано для растворения карбонатных пород в призабойной зоне неоднородного по проницаемости газоносного пласта. The invention relates to the gas industry, in particular to compositions for acid treatment of the formation and can be used to dissolve carbonate rocks in the bottomhole zone of a non-uniform permeability gas-bearing formation.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта [I] включающий соляную кислоту и спиртовую добавку-гликоль, при следующем соотношении ингридиентов, об
Раствор соляной кислоты 20 37%-ной конденсации 10 70
Гликоль 30 90
В качестве гликоля известный состав содержит этилен-, диэтилен или триэтиленгликоль.A known composition for processing the bottom-hole zone of the formation [I] including hydrochloric acid and an alcohol additive-glycol, in the following ratio of ingredients, about
A solution of hydrochloric acid 20 37% condensation 10 70
Glycol 30 90
As a glycol, the known composition contains ethylene, diethylene or triethylene glycol.

Недостатком указанного состава является высокая скорость растворения карбонатной породы при высоких температурах (свыше 100^oC), что в промысловых условиях может привести к низкому охвату кислотным воздействием обрабатываемого пласта по глубине и толщине.The disadvantage of this composition is the high dissolution rate of carbonate rock at high temperatures (above 100 ^o C), which in commercial conditions can lead to low coverage by acid exposure of the treated formation in depth and thickness.

Наиболее близким к заявленному техническому решению по технической сущности является состав, содержащий раствор соляной кислоты, спиртовую добавку диэтиленгликоль и ПАВ-10 [2] при следующем соотношении ингридиентов, об
10% HCl 20 90
ДЭГ 10 80
ОП-10 0,3
Указанный состав приемлем для проведения кислотных обработок призабойной зоны пласта при температуре, не превышающей 80^oC. Так как свыше 80^oC происходит деструкция пенообразования ОП-10 (температура помутнения 1%-ного водного раствора ОП-10 80-90^oC).Closest to the claimed technical solution according to the technical essence is a composition containing a solution of hydrochloric acid, an alcohol additive diethylene glycol and PAV-10 [2] in the following ratio of ingredients, about
10% HCl 20 90
Deg 10 80
OP-10 0.3
The specified composition is acceptable for acidic treatments of the bottom-hole formation zone at a temperature not exceeding 80 ^o C. Since over 80 ^o C, the foaming of OP-10 occurs (cloud point of a 1% aqueous solution of OP-10 is 80-90 ^o C).

Технический результат изобретения увеличение глубины проникновения неотреагированного кислотного раствора в высокотемпературных пластах (свыше 100^oC) путем снижения скорости реакции кислоты с реагируемой породой.The technical result of the invention is to increase the penetration depth of the unreacted acid solution in high-temperature formations (above 100 ^o C) by reducing the reaction rate of the acid with the reacted rock.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта содержит соляную кислоту в виде водного раствора 10 12%-ной концентрации, а в качестве ПАВ используют пенообразователь ПО-1 - состав на основе керосинового контакта, полученный при контактной очистке керосинового дистилята при следующем соотношении компонентов, мас. The specified technical result is achieved by the fact that the composition for processing the bottom-hole zone of the formation contains hydrochloric acid in the form of an aqueous solution of 10 12% concentration, and the foaming agent PO-1, a composition based on kerosene contact, obtained by contact cleaning of kerosene distillate with the following ratio of components, wt.

Водный раствор соляной кислоты 10 12%-ной концентрации 85,0 95,0
Диэтиленгликоль 4,5 14,5
Поверхностно-активное вещество-пенообразователь ПО-1 состав на основе керосинового контакта, полученный при контактной очистке керосинового дистилята 0,5
Пенообразователь ПО-1 представляет собой темно-коричневую жидкость, состоящую из 84% керосинового контакта, 4 5%-ного клея костного, 10 - 12%-ного этилового спирта-сырца или концентрированного этиленгликоля. Керосиновый контакт поверхностно-активное вещество, способствующее образованию пены. Его получили при контактной очистке керосинового дистилята в процессе переработки нефти. В нем содержится соли сульфонатеновых кислот (до 45%), минеральные масла и свободные кислоты. Для их нейтрализации вводят едкий натр.Aqueous solution of hydrochloric acid 10 12% concentration 85.0 95.0
Diethylene glycol 4.5 14.5
Surfactant-foaming agent PO-1 composition based on kerosene contact obtained by contact cleaning of kerosene distillate 0.5
The foaming agent PO-1 is a dark brown liquid, consisting of 84% kerosene contact, 4 5% bone glue, 10-12% crude ethyl alcohol or concentrated ethylene glycol. Kerosene contact is a surfactant that promotes the formation of foam. It was obtained by contact purification of kerosene distillate during oil refining. It contains salts of sulfonatenoic acids (up to 45%), mineral oils and free acids. To neutralize them, caustic soda is introduced.

Вязкость при 20^oC не более 4x10^-3м²с, плотность не менее 1,1, температура застывания не более 8^oC.Viscosity at 20 ^o C not more than 4x10 ^-3 m ² s, density not less than 1.1, pour point not more than 8 ^o C.

Для проведения лабораторных испытаний свойств предложенного состава использовалась установка, принцип работы которой заключается в измерении количества углекислого газа, выделившегося в процессе реакции водного раствора соляной кислоты с породой (CaCO₃). Количество выделившегося углекислого газа и продолжительность его выделения, позволили определить эффективность применяемых добавок и их концентрации. Определение скорости реакции составов к цементному камню проведено с использованием образцов естественного керна (измельченного в виде порошка) с содержанием 98% CaCO₃ и высушенного при температуре 100 110^oC. Образец помещали в цилиндрическую пробирку с пробкой, где приспособлены вход для подачи исследуемого раствора и выход для углекислого газа. Пробирку помещали в ванну и нагревали до температуры 100^oC. Затем через входной канал подавали 0,6 мл раствора, одновременно включали секундомер и производили замер количества выделившегося CO₂. По времени продолжения реакции и объему выделенного углекислого газа рассчитывали скорость реакции в исследуемых растворах.To conduct laboratory tests of the properties of the proposed composition, an apparatus was used, the principle of which is to measure the amount of carbon dioxide released during the reaction of an aqueous solution of hydrochloric acid with rock (CaCO ₃ ). The amount of carbon dioxide released and the duration of its release allowed us to determine the effectiveness of the additives used and their concentration. The reaction rate of the compositions to the cement stone was determined using natural core samples (crushed in powder form) with a content of 98% CaCO ₃ and dried at a temperature of 100 110 ^o C. The sample was placed in a cylindrical tube with a stopper, where the input for supplying the test solution and outlet for carbon dioxide. The tube was placed in a bath and heated to a temperature of 100 ^o C. Then, 0.6 ml of solution was supplied through the inlet channel, the stopwatch was turned on at the same time and the amount of CO ₂ released was measured. The reaction rate in the test solutions was calculated from the time the reaction continued and the volume of carbon dioxide released.

Пример 1. К 87 см³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты прибавляли 12,5 см³ Диэтиленгликоля и 0,5 см³ пенообразователя ПО-1. Состав тщательно перемешивали путем применения лабораторной установки-мешалки в течение 3 5 мин. Полученный раствор оставляли в покое для осаждения пены. Из приготовленного раствора отбирали 0,6 см³ и подвергали испытаниям. Скорость реакции испытуемого состава с карбонатами оценивали путем отношения выделившегося углекислого газа от времени продолжения реакции. Скорость выделения углекислоты составила 0,27 см³/сек. Скорость растворения цементного камня находили отношением растворенной породы ко времени продолжения реакции. В данном примере она составила 12 x 10^-4 г/сек.Example 1. To 87 cm ^{3 of a} 10% aqueous hydrochloric acid solution was added 12.5 cm ^{3 of} diethylene glycol and 0.5 cm ^{3 of} foaming agent PO-1. The composition was thoroughly mixed by using a laboratory stirrer for 3-5 minutes. The resulting solution was left alone to precipitate foam. 0.6 cm ³ were taken from the prepared solution and subjected to testing. The reaction rate of the test composition with carbonates was evaluated by the ratio of the carbon dioxide released from the time the reaction continued. The rate of carbon dioxide release was 0.27 cm ³ / s. The dissolution rate of the cement stone was found by the ratio of dissolved rock to the time the reaction continued. In this example, it was 12 x 10 ^-4 g / s.

Пример 2. К 90 см³ 12%-ного водного раствора соляной кислоты прибавляли 9,5 см³ диэтиленгликоля и 0,5 см³ пенообразователя ПО-1. Проводили тоже самое, что и в первом примере. Скорость выделения углекислого газа 0,28 см³/сек, а скорость растворения цементного камня 12 x 10^-4 г/сек.Example 2. To 90 cm ³ 12% aqueous hydrochloric acid was added 9.5 cm ³ diethylene glycol and 0.5 cm ³ foaming agent PO-1. Conducted the same as in the first example. The rate of carbon dioxide release is 0.28 cm ³ / s and the dissolution rate of cement stone is 12 x 10 ^-4 g / s.

Пример 3. К 85 см³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты прибавляли 14,5 см³ диэтиленгликоля и 0,5 см³ пенообразователя ПО-1. Последовательность проведения операции та же что и в первых двух примерах. Скорость выделения углекислого газа 0,31 см³/сек, скорость растворения цементного камня 14 x 10^-4 г/сек.Example 3. To 85 cm ^{3 of a} 10% aqueous hydrochloric acid solution were added 14.5 cm ^{3 of} diethylene glycol and 0.5 cm ^{3 of} foaming agent PO-1. The sequence of operations is the same as in the first two examples. The rate of carbon dioxide emission of 0.31 cm ³ / s, the dissolution rate of cement stone 14 x 10 ^-4 g / s.

С целью сопоставления свойств предлагаемого и известного составов были приготовлены также растворы с ПАВ ОП-10 в количественном соотношении, равном предлагаемому. Полученные данные предлагаемого и известного составов представлены в таблице. Как следует из данных таблиц, наиболее эффективными являются концентрационные пределы диэтиленгликоля (ДЭГ) в заявляемом составе 4,5 14,5% а оптимальная для 10% HCl 12,5% 12% HCl 9,5% и ПО-1 - 0,5%
В промысловых условиях предлагаемый состав получают смешиванием соляной кислоты, диэтиленгликоля и ПО-10 в емкости кислотовоза "АзинМаш-30А" путем круговой циркуляции с использованием имеющегося насосного оборудования или цементировочного агрегата ЦА-320. При этом образуется раствор, который не подвержен химическим изменениям, может длительное время храниться в специальной емкости. Приготовление состава может осуществляться непосредственно на устье скважины перед началом работ или на химической базе и транспортироваться к месту назначения.In order to compare the properties of the proposed and known compositions were also prepared solutions with surfactants OP-10 in a quantitative ratio equal to the proposed. The obtained data of the proposed and known compositions are presented in the table. As follows from these tables, the most effective are the concentration limits of diethylene glycol (DEG) in the inventive composition of 4.5 to 14.5% and optimal for 10% HCl 12.5% 12% HCl 9.5% and PO-1 - 0.5 %
In field conditions, the proposed composition is obtained by mixing hydrochloric acid, diethylene glycol and PO-10 in the tank of an acid carrier "AzinMash-30A" by circular circulation using existing pumping equipment or cementing unit ЦА-320. In this case, a solution is formed that is not subject to chemical changes, can be stored in a special container for a long time. The composition can be prepared directly at the wellhead before starting work or at a chemical base and transported to the destination.

При использовании предлагаемого состава для обработки высокотемпературных пластов за счет увеличения глубины проникновения неотриагированного кислотного раствора ожидается увеличение дополнительной добычи газа по сравнению с обработкой известным составом в 1,5 2 раза. When using the proposed composition for processing high-temperature formations by increasing the depth of penetration of unreacted acidic solution, an increase in additional gas production is expected compared with the treatment of the known composition by 1.5 2 times.

Claims

Composition for treating the bottom-hole zone of the formation containing hydrochloric acid, diethylene glycol and a surfactant, characterized in that hydrochloric acid is used in the form of an aqueous solution of 10 12% concentration, and the foaming agent PO-1 as a surfactant is based on kerosene contact obtained by contact cleaning of kerosene distillate in the following ratio of components, wt.

Aqueous solution of hydrochloric acid 10 12% concentration 85.0 95.0
Diethylene glycol 4.5 14.5
Surfactant foaming agent PO-1 composition based on kerosene contact obtained by contact cleaning of kerosene distillate 0.5 °