RU2110679C1 - Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин - Google Patents
Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2110679C1 RU2110679C1 RU97109166A RU97109166A RU2110679C1 RU 2110679 C1 RU2110679 C1 RU 2110679C1 RU 97109166 A RU97109166 A RU 97109166A RU 97109166 A RU97109166 A RU 97109166A RU 2110679 C1 RU2110679 C1 RU 2110679C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compound
- composition
- water
- oil
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Сущность изобретения: композиция для кислотной обработки, включающая поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД (0,5 - 5,0 мас.%), катионный гидрофобизатор - четвертичное аммониевое соединение формулы [R1R2R3N+CH2C6H5] • Cl-, где R1=алкил C8-C18; R2=CH3; C2H5; C3H7; R3= CH3; C2H5; C3H7 - (0,5 - 1,0 мас.%) и соляную кислоту концентрацией 12 - 24 мас. % (94,0 - 99,0 мас.%). Цель изобретения: снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водо-нефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагревательных скважин. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.
При разработке нефтяных месторождений наиболее распространенным видом обработки призабойных зон скважин является применение соляно-кислых обработок. Однако, эффективность применения традиционных кислотных составов невысока и имеет устойчивую тенденцию к снижению при повторных обработках.
В настоящее время предложено много способов повышения эффективности соляно-кислотных обработок [1, 2, 3], в том числе и использование комплексных кислотных составовв с повышенной вязкостью, пониженным межфазным натяжением и замедленной скоростью реагирования соляной кислоты с породой. Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки пласта (авт. св. СССР N 1161699, кл. E 21 B 43/22, 1984), включающий смесь анионоактивных и неионногенных поверхностно-активных веществ и соляную кислоту концентрацией 5 - 24 мас.%.
Недостатком этой композиции является быстрое время реагирования соляной кислоты с породой, невысокая нефтевытесняющая способность и неспособность снимать блокирующие экраны из водно-нефтяной эмульсии и рыхлосвязанной воды.
Цель изобретения - снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водо-нефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагнетательных скважин.
Поставленная цель достигается тем, что для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин предлагается композиция, содержащая соляную кислоту с концентрацией 12 - 24 мас.%, комплексное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД и катионный гидрофобизатор (четвертичное аммониевое соединение формулы - [R1R2R3N+CH2C6H5] •Cl-, где R1 = алкил C8-C18; R2 = CH3; C2H5; C3H7; R3 = CH3; C2H5; C3H7) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нефтенол ВВД - 0,5 - 5
Гидрофобизатор - 0,5 - 1
Соляная кислота - 94 - 99
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Поверхностно-активное вещество;
2. Соляная кислота;
3. Катионный гидрофобизатор;
4. Использование в качестве поверхностно-активного вещества Нефтенола ВВД;
5. Использование в качестве катионного гидрофобизатора четвертичного аммониевого соединения формулы - [R1R2R3N+CH2C6H5] •Cl-, где R1 = алкил C8-C18; R2=CH3; C2H5; C3H7; R3=CH3; C2H5; C3H7;
6. Количественное соотношение компонентов.
Нефтенол ВВД - 0,5 - 5
Гидрофобизатор - 0,5 - 1
Соляная кислота - 94 - 99
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Поверхностно-активное вещество;
2. Соляная кислота;
3. Катионный гидрофобизатор;
4. Использование в качестве поверхностно-активного вещества Нефтенола ВВД;
5. Использование в качестве катионного гидрофобизатора четвертичного аммониевого соединения формулы - [R1R2R3N+CH2C6H5] •Cl-, где R1 = алкил C8-C18; R2=CH3; C2H5; C3H7; R3=CH3; C2H5; C3H7;
6. Количественное соотношение компонентов.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 6 являются существенными отличительными признаками.
Нефтенол ВВД представляет собой комплексное поверхностно-активное вещество - продукт частичного сульфирования оксиэтилированного алкилфенола Неонола АФ9-10, выпускается по технологии АОЗТ "Химеко-ГАНГ" в соответствии с ТУ 2483-015-17197708-97. Содержит в своем составе в качестве активного вещества, мас.%: полигликолиевые эфиры нонилфенолов - 10 - 15; сульфоэтоксилаты полигликолевых эфиров нонилфенолов в форме натриевых или триэтаноламиновых солей - 12 - 25. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей активного вещества не ниже 30%, хорошо растворима в воде, плохо растворима в нефти, температура застывания не выше -30oC. При проведении испытаний использовался Нефтенол ВВД с содержанием активного вещества 30,8 мас.%.
Гидрофобизатор - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида. Формулы - [R1R2R3N+CH2C6H5] •Cl-, где R1=алкил C8-C18; R2=CH3; C2H5; C3H7; R3 = CH3; C2H5; C3H7. В качестве гидрофобизатора могут использоваться, например, такие продукты как Катамин АБ или ARQUAD (марки CB-50 или CB-80, или 2HTB-85, или HTB-75, или MCB-50, или MCB-80), или др. Продукты представляют собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета или пасту. Растворимы в воде, хорошо растворимы в спиртах и ацетоне. Не растворимы в нефти. При проведении испытаний использовались растворы катионного гидрофобизатора с содержанием активного вещества 48 - 52 мас.%, в случае большей концентрации основного вещества в товарной форме (ARQUAD марки CB-80, 2HTB-85, HTB-75 и MCB-80) продукт разбавляли водой.
Соляная кислота ингибированная (ТУ 6-01-714-77) представляет собой желтоватую дымящую на открытом воздухе жидкость. Содержание HCl не ниже 22 мас.%, плотность 1154 - 1188 кг/м3, температура замерзания -58oC.
Примеры иллюстрируют эффективность предлагаемой композиции по сравнению с прототипом и компонентов композиции в отдельности в опытах: по растворению карбоната кальция (мрамора); при вытеснении остаточной нефти из керна, моделирующего призабойную зону пласта нагнетательной скважины с остаточной нефтенасыщенностью.
В ходе исследований параллельно проводили определение межфазного натяжения кислотных композиций на границе с углеводородной фазой (керосин) методом "вращающейся капли".
Составы готовились по следующей методике.
Составы-прототипы готовились путем растворения в стакане на механической мешалке навесок моющего средства МЛ-72 в 12%-ной соляной кислоте.
Предлагаемые композиции и растворы компонентов композиции в отдельности готовились путем растворения в стакане на механической мешалке расчитанных навесок гидрофобизатора и Нефтенола ВВД в соляной кислоте соответствующей концентрации.
Пример 1. В 97 г 15%-ной соляной кислоты при механическом перемешивании вводят 1 г Катамина АБ (49,5 мас.%) и 2 г Нефтенола ВВД. Получается композиция, содержащая 1 мас.% Катамина АБ и 2 мас.% Нефтенола ВВД в 15%-ной соляной кислоте.
Аналогичным образом готовили композиции другого состава.
Скорость растворения карбоната кальция (мрамора) определялась на основании потери веса, которую регистрировали в параллельно проводимых опытах путем помещения образцов в химические стаканы, заполненные 100 мл кислотной композиции. Стакан устанавливали на электронные весы с цифровым индикатором. После начала растворения фиксировали изменени веса во времени. В ходе исследований определялось время, необходимое для растворения 50 и 100% веса образца мрамора. Объемы кислотных композиций содержали более, чем удвоенное количество соляной кислоты, необходимое для полного растворения породы. Образцы мрамора представляли собой кубики весом 2 - 5 г.
Пример 2. Навеску мрамора 3,33 г помещали 100 мл кислотной композиции, содержащей 1 мас. % гидрофобизатора Катамина АБ в 12%-ной соляной кислоте. Время потери 50% веса составило 24 мин 28 с; время потери 100% веса составило 1 ч 36 мин.
Аналогичным образом проводили испытания и композиции другого состава.
Нефтевытесняющую способность кислотных композиций определяли в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой колонку из нержавеющей стали длиной 444 мм, внутренним диаметром 30 мм, заполненную дезинтегрированным керном меторождений Ноябрьского региона фракции 0,1 - 0,25 мм. Модель под вакуумом насыщается водой, весовым способом определяется пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяется начальная нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть плотностью 850 кг/м3 и динамической вязкостью 10 Mмакс при 20oC. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемой кислотной композиции и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Пример 3. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм2 и начальной нефтенасыщенностью 72,3% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 29,5%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,59. Через модель фильтровали один поровый объем кислотной композиции следующего состава, мас. %: Нефтенол ВВД - 2,0; гидрофобизатор Катамин АБ - 1,0; кислота соляная 15%-ная - 97,0. Кислотную композицию продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки кислотной композиции и продвижения ее водой составляет 13,7%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,81, прирост коэффициента вытеснения - 0,22.
Аналогичным образом испытывали кислотные композиции другого состава.
Состав композиций, скорость растворения ими карбоната кальция, их нефтевытесняющая способность и межфазное натяжение на границе с керосином представлены в таблице.
По сравнению с прототипом время нейтрализации соляной кислоты в предлагаемой кислотной композиции увеличилось на 50 - 90%, прирост коэффициента вытеснения нефти увеличился на 15 - 90%.
Следует отметить, что отсутствие в составе композиции какого-либо из компонентов (Нефтенола ВВД или гидрофобизатора) существенно снижает ее эффективность (примеры 51 - 54, 59 - 60, 65 - 66, 71 - 72).
При содержании в композиции менее 0,5 мас.% Нефтенола ВВД и менее 0,5 мас. % гидрофобизатора (примеры 56, 62, 68, 74) ее эффективность резко падает, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе композиции данных реагентов. Увеличение концентрации Нефтенола ВВД выше 5 мас.% и гидрофобизатора выше 1 мас.% (примеры 55, 61, 67, 73) не приводит к существенному увеличению эффективности композиции, поэтому использовать составы с содержанием химреагентов выше этих концентраций нецелесообразно. Кислотный состав с концентрацией соляной кислоты ниже 12 мас.% (примеры 58, 64, 70, 76) характеризуется плохими нефтевытесняющими свойствами, увеличение концентрации кислоты выше 24 мас.% (примеры 57, 63, 69, 75) не ведет к уменьшению времени нейтрализации соляной кислоты и не сопровождается значительным увеличением нефтевытесняющей способности композиции. На основании этого оптимальная концентрация соляной кислоты составляет 12 - 24 мас.%.
Кислотную композицию применяют следующим образом. Композиция готовится в цехе химизации или непосредственно у скважины. В емкость подается сначала расчитанное количество Нефтенола ВВД и катионного гидрофобизатора, а затем при перемешивании соляная кислота. После получения гомогенного состава композиция закачивается в пласт агрегатами типа ЦА-320. После закачки композиции в скважину ее продавливают в пласт рабочей жидкостью - для нагнетательных скважин технической или сеноманской водой; для добывающих скважин водой или нефтью. После выдержки в течение 12 - 24 ч скважину пускают в эксплуатацию.
Claims (1)
- Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в ее состав включены в качестве поверхностно-активного вещества нефтенол ВВД - комплексный ПАВ, продукт частичного сульфирования оксиэтилированного алкилфенола неонола АФ9-10 и катионный гидрофобизатор - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение формулы
[R1R2R3N+ CH2C6H5] • Cl-,
где R1 - C8 - C1 8-алкил;
R2 - CH3; C2H5; C3H7;
R3 - CH3; C2H5; C3H7,
а соляную кислоту используют с концентрацией 12 - 24% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нефтенол ВВД - 0,5 - 5,0
Гидрофобизатор - 0,5 - 1,0
Соляная кислота - 94,0 - 99,0о
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97109166A RU2110679C1 (ru) | 1997-06-17 | 1997-06-17 | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97109166A RU2110679C1 (ru) | 1997-06-17 | 1997-06-17 | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2110679C1 true RU2110679C1 (ru) | 1998-05-10 |
RU97109166A RU97109166A (ru) | 1998-09-10 |
Family
ID=20193662
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97109166A RU2110679C1 (ru) | 1997-06-17 | 1997-06-17 | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2110679C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2525399C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
-
1997
- 1997-06-17 RU RU97109166A patent/RU2110679C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2525399C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3224329B1 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
US5310002A (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
US9701891B2 (en) | Method of fracturing a subterranean formation with use flowback aids | |
EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
EA004514B1 (ru) | Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
CA2043009C (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
WO2007017806A2 (en) | Prevention of water and condensate blocks in wells | |
RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
GB2160244A (en) | Additive for oil well fluids | |
CN108485627B (zh) | 一种具有洗油作用的注水用黏土防膨剂的制备 | |
RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
CN112724949A (zh) | 一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用 | |
RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2110679C1 (ru) | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин | |
EP3652268A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
RU2109937C1 (ru) | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин | |
RU2242605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2319726C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
CN111676005A (zh) | 一种基于孪连表面活性剂胶束结构的酸性解堵剂及其应用 | |
RU2242604C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |