RU2123588C1

RU2123588C1 - Compound for treating bottom-hole zone of bed

Info

Publication number: RU2123588C1
Application number: RU97108605A
Authority: RU
Inventors: Ю.Л. Вердеревский; Л.А. Шешукова; С.Н. Головко; Р.Х. Муслимов; Н.И. Гайнуллин; Т.Г. Валеева
Original assignee: Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии; Научно-производственное предприятие "Девон"
Priority date: 1997-05-28
Filing date: 1997-05-28
Publication date: 1998-12-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this relates to compounds intended for treating bottom-hole zone of oil bed which is not uniformly permeable. Compound for treating bottom-hole zone contains muriatic acid, solvent, technical lignosulfonate, non-ionogenic oxialkylated surface-active agent, and water. Used as solvent is water-methanol fraction which is by-product in production of technical phosphorous acid. Components are taken in following proportion, mass%: muriatic acid 25.0-80.0, aforesaid water-methanol fraction 1.0-24.5, technical lignosulfonate 2.0-20.0, non-ionogenic oxialkylated agent 0.1-5.0, water - the balance. Aforesaid compound for treating bottom-hole zone of oil bed is efficient and relatively inexpensive when used for overall treatment of bottom-hole zone. EFFECT: high efficiency. 2 tbl

Description

Изобретение относится к области нефтеотдачи, в частности к составам для обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. The invention relates to the field of oil recovery, in particular, to compositions for treating a bottomhole zone of a heterogeneous permeability oil reservoir.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий соляную кислоту 10-20%, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,3-1,0%, ацетон 20-40% и воду (авт.свид. N 1513131, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1989 г.). A known composition for processing the bottom-hole zone of a carbonate formation containing hydrochloric acid 10-20%, nonionic surfactant 0.3-1.0%, acetone 20-40% and water (autoswitch. N 1513131, MKI E 21 B 43/27, publ. 1989).

Недостатком данного состава является его низкая эффективность при снижении фильтрационного сопротивления для нефти и поэтому для обработки призабойной зоны добывающих скважин он не пригоден. The disadvantage of this composition is its low efficiency while reducing filtration resistance for oil and therefore it is not suitable for processing the bottom-hole zone of production wells.

Известна эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, содержащая соляно- или глинокислотный раствор 35-49%, маслорастворимый эмульгатор 2,0-3,0%, ароматические углеводороды 27-48% и щелок черный моносульфитный 15-21% (патент РФ N 1838596, E 21 B 43/27, публ. 1993 г.)
Данная эмульсия недостаточно эффективна при обработке призабойной зоны пласта, а также нестабильна во времени.A well-known emulsion for processing the bottom-hole zone of a formation containing a salt or clay acid solution of 35-49%, an oil-soluble emulsifier 2.0-3.0%, aromatic hydrocarbons 27-48% and black monosulfite liquor 15-21% (RF patent N 1838596, E 21 B 43/27, publ. 1993)
This emulsion is not effective enough when processing the bottomhole formation zone, and is also unstable in time.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий лигносульфонаты технические 10-30%, водорастворимые алифатические спирты или гликоли или глицерин 5-10% и раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации (патент РФ N 2013530, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1994 г.). A known composition for the acid treatment of the bottom-hole formation zone containing technical lignosulfonates of 10-30%, water-soluble aliphatic alcohols or glycols or glycerol of 5-10% and a solution of hydrochloric acid of 15-18% concentration (RF patent N 2013530, MKI E 21 B 43 / 27, publ. 1994).

Известный состав недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов из-за повышенной вязкости состава. При его закачке в скважины требуются высокие градиенты давления, что может привести к порыву колонны. The known composition is not effective enough when processing the bottom-hole zone of low permeability reservoirs due to the increased viscosity of the composition. When it is injected into the wells, high pressure gradients are required, which can lead to a rupture of the column.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту 7-20%, ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана 25-40%, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5-19%, оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6 - Неонол АФ9-6 или Синтамид-5 0,5-2,5% и воду (патент РФ N 2015314, МКИ E 21 B 43/47, публ. 1994 г.). The closest in technical essence and the achieved effect is a composition for processing the bottom-hole zone of the formation, containing hydrochloric acid 7-20%, acetone or by-products of dimethyldioxane production 25-40%, waste from the pulp and paper industry based on lignosulfonates 5-19%, ethoxylated alkyl phenol with a degree of hydroxyethylation of 6 — Neonol AF9-6 or Sintamide-5 0.5-2.5% and water (RF patent N 2015314, MKI E 21 B 43/47, publ. 1994).

Недостатками известного состава являются:
- невысокая эффективность обработки призабойной зоны из-за недостаточно низкой скорости растворения карбонатов;
- высокая стоимость органических компонентов состава.The disadvantages of the known composition are:
- low efficiency of treatment of the bottom-hole zone due to the insufficiently low rate of dissolution of carbonates;
- the high cost of organic components of the composition.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный и недорогой состав для комплексной обработки призабойной зоны пласта, сложенной карбонатной породой, терригенной породой с загрязнениями, образованными остатками бурового раствора, асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО). The basis of the present invention is to create an effective and inexpensive composition for the integrated treatment of the bottomhole formation zone, folded carbonate rock, terrigenous rock with contaminants formed by the remains of the drilling fluid, asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO).

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, растворитель, технический лигносульфонат, неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество и воду, в качестве растворителя содержит водно-метанольную фракцию - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической при следующем соотношении компонентов, мас.%:
соляная кислота - 25,0-80,0
водно-метанольная фракция - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической - 1,0-24,5
Технический лигносульфонат - 2,0-20,1
Неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество - 0,1-5,0
Вода - остальное
Соляную кислоту используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-05765670-ОП-212-95. Введение соляной кислоты способствует растворению карбонатов.The problem is solved in that the composition for processing the bottom-hole zone of the formation, including hydrochloric acid, solvent, technical lignosulfonate, nonionic oxyalkylated surfactant and water, contains a water-methanol fraction as a solvent, a by-product of the production of technical phosphorous acid in the following ratio of components , wt.%:
hydrochloric acid - 25.0-80.0
water-methanol fraction is a by-product of the production of technical phosphorous acid - 1.0-24.5
Technical lignosulfonate - 2.0-20.1
Nonionic Oxyalkylated Surfactant - 0.1-5.0
Water - the rest
Hydrochloric acid is used according to TU 38-103141-78, TU 6-01-04689381-85-92, TU 39-05765670-OP-212-95. The introduction of hydrochloric acid promotes the dissolution of carbonates.

Введение водно-метанольной фракции позволяет снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой, гомогенизировать его и растворить АСПО, образовавшиеся в результате эксплуатации скважины. The introduction of a water-methanol fraction reduces the rate of interaction of the composition with the carbonate rock, homogenizes it and dissolves the paraffin deposits resulting from the operation of the well.

Водно-метанольная фракция - побочный продукт при гидролизе кубового остатка диметилфосфита в производстве фосфористой кислоты технической и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 40-60%, СТП 145-95. The water-methanol fraction is a by-product of hydrolysis of the bottom residue of dimethylphosphite in the production of industrial phosphorous acid and is an aqueous solution of methyl alcohol with a concentration of 40-60%, STP 145-95.

Технический лигносульфонат используют по ТУ 13-028-1036-029-94, получающийся при сульфитной варке целлюлозы. Technical lignosulfonate is used according to TU 13-028-1036-029-94, obtained by sulphite pulping.

В качестве неионогенного оксиалкилированного поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют - Неонолы АФ9-6, АФ9-12-оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91;
- ОП-4, ОП-10 - оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;
- Синтамид-5-неионогенный препарат, ТУ 6-02-640-80;
- Синтанол АЛМ-3 по Техническим требованиям ПО "Капролактам", 1990 г.The following are used as nonionic oxyalkylated surfactants — AF9-6 Neonols, AF9-12-ethoxylated monoalkylphenols based on propylene trimers, TU 38.507-63-171-91;
- OP-4, OP-10 - ethoxylated alkyl phenols, which are the products of processing a mixture of mono- and dialkyl phenols with ethylene oxide, GOST 8433-81;
- Syntamide-5-nonionic drug, TU 6-02-640-80;
- Syntanol ALM-3 according to the Technical requirements of Caprolactam software, 1990

При введении неионогенных оксиэтилированных ПАВ совместно с техническим лигносульфонатом образуется состав, стабильный при перевозке и хранении, обеспечивающий эффективную обработку призабойной зоны пласта. Более эффективно для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин использовать состав с применением в качестве ПАВ-АФ9-12, ОП-10, а для добывающих скважин - АФ9-6, ОП-4. Синтамид-5-, Синтанол АЛМ-3. With the introduction of nonionic hydroxyethylated surfactants together with the technical lignosulfonate, a composition is formed that is stable during transportation and storage, ensuring effective treatment of the bottomhole formation zone. It is more efficient to use a composition using surfactant AF-12, OP-10 for treatment of the bottom-hole zone of injection wells, and AF 9-6, OP-4 for production wells. Syntamide-5-, Syntanol ALM-3.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет снижения скорости его реакции с карбонатами, удаления АСПО, глинистых частиц, уменьшение фильтрационного сопротивления для нефти. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to improve the technological properties of the composition by reducing the rate of its reaction with carbonates, removing paraffin deposits, clay particles, and reducing filtering resistance for oil.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high performance when processing the bottom-hole formation zone, which allows us to conclude that the claimed invention meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.

Состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. The composition can be prepared both in industrial production and at the wellhead by sequentially dosing and mixing the components in the tank.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого и известного составов. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples of the preparation of the composition and determine the effectiveness of processing the bottom-hole formation zone using the proposed and known compositions.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта. The evaluation of the effectiveness of the compositions is checked in laboratory conditions by the rate of dissolution of marble and by the change in the filtration resistance of the formation.

Скорость реакции состава с карбонатами оценивали по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М.: Недра, 1985, с.55. The reaction rate of the composition with carbonates was evaluated according to the method described in the book of M. Christian and others. Increase in productivity and injectivity of wells. - M .: Nedra, 1985, p. 55.

Составы готовят следующим образом:
Пример 1 (заявленный состав).The compositions are prepared as follows:
Example 1 (claimed composition).

К 13,4 г (13,4% мас.) пресной воды добавляют 19,6 г (19,6% мас.) водно-метанольной фракции (50% концентрации), 56,0 г (56,0% мас.) ингибированной соляной кислоты (24% концентрации). Смесь перемешивают 10 мин., затем в нее добавляют 10 г (10,0% мас.) технического лигносульфоната и 1,0 (1,0 мас. ) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 1). To 13.4 g (13.4% wt.) Of fresh water, 19.6 g (19.6% wt.) Of the methanol-water fraction (50% concentration), 56.0 g (56.0% wt.) Are added. inhibited hydrochloric acid (24% concentration). The mixture is stirred for 10 minutes, then 10 g (10.0% by weight) of technical lignosulfonate and 1.0 (1.0% by weight) Neonol AF9-6 are added and stirred for another 30-40 minutes (see table. 1 , experience 1).

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл.1, опыты 2-22). Other compositions are prepared in a similar way, varying the components and their content (see table 1, experiments 2-22).

Пример 2 (прототип)
К 24 г (24% мас.) пресной воды добавляют 30 г (30% мас.) флотореагента Т-66, 40 г концентрированной соляной кислоты, что составляет 12% мас. HCl и 28% мас. воды. Смесь перемешивают 10 мин, затем добавляют 5 г (5% мас.) лигносульфоната и 1 г (1% мас.) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 23).Example 2 (prototype)
To 24 g (24% wt.) Fresh water add 30 g (30% wt.) Flotation reagent T-66, 40 g of concentrated hydrochloric acid, which is 12% wt. HCl and 28% wt. water. The mixture is stirred for 10 minutes, then 5 g (5% wt.) Of lignosulfonate and 1 g (1% wt.) Of Neonol AF9-6 are added and stirred for another 30-40 minutes (see table 1, experiment 23).

Как видно по данным табл. 1, скорость растворения карбонатов снижается с 7,01 до 1,03 - 5,89 г/м²ч.As can be seen from the table. 1, the rate of dissolution of carbonates decreases from 7.01 to 1.03 - 5.89 g / m ² hours

Для определения изменения фильтрационного сопротивления по нефти проводят модельные испытания. Берут насыпные модели пористой среды длиной 18 см и поперечным сечением 2,5 см², заполненные кварцевым песком и с добавлениемv 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают испытываемый состав и вытесняют его нефтью. В другом варианте, после закачки нефти проводят ее вытеснение водой, затем закачивают испытываемый состав, который также вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле:

K_1(в,н) и K_2(в,н) - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм².To determine changes in filtration resistance for oil, model tests are carried out. Bulk models of a porous medium with a length of 18 cm and a cross section of 2.5 cm ² , filled with quartz sand and with the addition of 10% calcium carbonate, are taken. The models are saturated with water, then they are displaced with oil, after which the tested composition is pumped and replaced with oil. In another embodiment, after the injection of oil, it is displaced by water, then the test composition is pumped, which is also displaced by water. The change in filtration resistance is determined by the formula:

K _{1 (c, n)} and K _{2 (c, n)} - permeability of the model before and after injection of the composition, μm ² .

Результаты испытания составов приведены в табл. 2. The test results of the compositions are given in table. 2.

Из табл. 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление с 40-60% до 98,4-130,8%. From the table. 2 shows that when using the proposed composition decreases the filtering resistance from 40-60% to 98.4-130.8%.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- позволяет повысить производительность добывающих скважин;
- повышает приемистость нагнетательных скважин;
- утилизирует крупнотоннажные отходы производства.The proposed composition in comparison with the known has the following technical and economic advantages:
- allows to increase the productivity of producing wells;
- increases the injectivity of injection wells;
- utilizes large-capacity industrial waste.

Claims

The composition for processing the bottom-hole zone of the formation, including hydrochloric acid, solvent, technical lignosulfonate, nonionic oxyalkylated surfactant surfactant and water, characterized in that the solvent used is water-methanol fraction - a by-product of the production of phosphorous acid technical in the following ratio of components, wt.%:
Hydrochloric acid - 25.0 - 80.0
The water-methanol fraction is a by-product of the production of technical phosphorous acid - 1.0 - 24.5
Technical lignosulfonate - 2.0 - 20.0
Nonionic oxyalkylated surfactants - 0.1 - 5.0
Water - Rest