RU2194157C1 - Delayed-action acid and gelling composition - Google Patents
Delayed-action acid and gelling composition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2194157C1 RU2194157C1 RU2002107183/03A RU2002107183A RU2194157C1 RU 2194157 C1 RU2194157 C1 RU 2194157C1 RU 2002107183/03 A RU2002107183/03 A RU 2002107183/03A RU 2002107183 A RU2002107183 A RU 2002107183A RU 2194157 C1 RU2194157 C1 RU 2194157C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- carbonate
- acid
- hydrochloric acid
- aluminosilicate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и, содержащих карбонаты, пластов нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions based on hydrochloric acid for the treatment of carbonate and containing carbonates, oil reservoirs.
Известны кислотные составы, содержащие органические кислоты, поверхностно-активные вещества, полимеры и другие химические реагенты (В.И.Кудинов, Б.М.Сучков. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн.изд-во, 1996, с.69-97, Глазова В.М., Трахтман Г.И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. ВНИИОЭНГ, серия "Нефтепромысловое дело", 1985, 60 с.). Недостатком известных составов является недостаточная эффективность, связанная с высокой скоростью реакции кислотных композиций с карбонатной породой или цементом. Known acid compositions containing organic acids, surfactants, polymers and other chemical reagents (V.I. Kudinov, B.M. Suchkov. Methods for increasing the productivity of wells. Samara: Publishing House, 1996, p.69- 97, Glazova VM, Trakhtman GI Improving methods for intensifying oil inflow to the bottom of wells by acid treatments. VNIIOENG, Oilfield business series, 1985, 60 pp.). A disadvantage of the known compositions is the lack of effectiveness associated with the high reaction rate of acidic compositions with carbonate rock or cement.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является кислотный состав (патент РФ 2173383 МПК6 Е 21 В 43/27), включающий соляную кислоту и алюмосиликат. Недостатком его является недостаточная эффективность.The closest in technical essence to the claimed composition is the acid composition (RF patent 2173383 IPC 6 E 21 B 43/27), including hydrochloric acid and aluminosilicate. Its disadvantage is lack of effectiveness.
При разработке месторождений с неоднородными пластами необходимо решать проблемы повышения дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, а также проведения водоизоляционных работ. Желательно, чтобы все вышеуказанные проблемы решались с использованием минимального набора реагентов. When developing fields with heterogeneous formations, it is necessary to solve the problems of increasing the production rate of production wells and injectivity of injection wells, as well as carrying out waterproofing works. It is desirable that all of the above problems be solved using a minimum set of reagents.
Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия состава на карбонатный коллектор. Указанная задача решается при применении замедленного кислотного и гелеобразующего состава, включающего соляную кислоту и алюмосиликат, отличающийся тем, что дополнительно содержит лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Алюмосиликат ( в пересчете на сухое вещество) - 0,5-10,0
Лигносульфонат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5-10,0
Соляная кислота - Остальное
В заявляемом составе используются растворимые в соляной кислоте природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства. Могут быть использованы: нефелин (например, по ТУ 113-12-54-89), синтетические цеолиты (например, цеолит для CMC по ТУ38.1011366-94), отходы производства цеолитов (цеолитные шламы), высокоглиноземистый цемент (ГОСТ 969-91) и т.п.The objective of the invention is to increase the effectiveness of the composition on the carbonate reservoir. This problem is solved by applying a delayed acid and gel-forming composition, including hydrochloric acid and aluminosilicate, characterized in that it additionally contains lignosulfonate in the following ratio of components, wt.%:
Aluminosilicate (in terms of dry matter) - 0.5-10.0
Lignosulfonate (in terms of dry matter) - 0.5-10.0
Hydrochloric Acid - Else
The claimed composition uses soluble in hydrochloric acid natural or synthetic aluminosilicates, including production waste. Can be used: nepheline (for example, according to TU 113-12-54-89), synthetic zeolites (for example, zeolite for CMC according to TU38.1011366-94), waste from the production of zeolites (zeolite sludge), high-alumina cement (GOST 969-91 ) etc.
Лигносульфонат (сульфитный щелок, сульфитно-спиртовая барда и т.п.) является отходом производства бумаги сульфитным методом. Для приготовления раствора может быть использован жидкий или сухой лигносульфонат. Lignosulfonate (sulphite liquor, sulphite-alcohol stillage, etc.) is a waste of paper production by the sulphite method. To prepare the solution, liquid or dry lignosulfonate can be used.
Для приготовления состава используется техническая соляная кислота. To prepare the composition, technical hydrochloric acid is used.
Состав готовят путем растворения компонентов в соляной кислоте, после чего состав закачивают в нефтяной пласт. Соляную кислоту для состава готовят смешением концентрированной кислоты с пресной или минерализованной водой. The composition is prepared by dissolving the components in hydrochloric acid, after which the composition is pumped into the oil reservoir. Hydrochloric acid for the composition is prepared by mixing concentrated acid with fresh or saline water.
Эффективность заявляемого состава достигается следующим способом. Лигносульфонат и алюмосиликат являются реагентами, замедляющими реакцию соляной кислоты с карбонатной породой. По сравнению с прототипом заявляемый состав позволяет в большей степени замедлить скорость реакции кислоты с карбонатом, что позволит увеличить глубину и, следовательно, эффективность воздействия. Большая степень снижения скорости реакции по сравнению с прототипом обеспечивается тем, что в качестве замедлителя используется смесь лигносульфоната и алюмосиликата. Механизм замедляющего действия алюмосиликата и лигносульфоната заключается в следующем. Коллоидная и полимерная природа растворов алюмосиликатов и лигносульфонатов в соляной кислоте приводит к тому, что замедляется скорость диффузии ионов водорода в растворе. В результате взаимодействия состава с карбонатом на поверхности породы образуется защитный гелеобразный слой, что сопровождается замедлением скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Лигносульфонат увеличивает прочность сцепления с породой и плотность защитного геля на поверхности карбоната. The effectiveness of the claimed composition is achieved in the following way. Lignosulfonate and aluminosilicate are reagents that slow down the reaction of hydrochloric acid with carbonate rock. Compared with the prototype of the claimed composition allows to slow down the reaction rate of the acid with carbonate, which will increase the depth and, therefore, the effectiveness of the impact. A large degree of decrease in the reaction rate compared to the prototype is provided by the fact that a mixture of lignosulfonate and aluminosilicate is used as a moderator. The retarding mechanism of aluminosilicate and lignosulfonate is as follows. The colloidal and polymeric nature of the solutions of aluminosilicates and lignosulfonates in hydrochloric acid leads to a slowdown in the diffusion rate of hydrogen ions in solution. As a result of the interaction of the composition with carbonate, a protective gel-like layer forms on the rock surface, which is accompanied by a slowdown in the rate of reaction of the acid with the carbonate rock. Lignosulfonate increases the adhesion to the rock and the density of the protective gel on the surface of the carbonate.
При содержании в составе алюмосиликата в концентрациях 5% и выше в результате взаимодействия состава с карбонатом происходит образование геля, т.е. состав может быть использован для водоизоляционных работ в нефтяном коллекторе. При этих концентрациях алюмосиликата добавка лигносульфоната повышает прочность образующегося тампонажного материала - геля. Лигносульфонат имеет свойства ПАВ, поэтому увеличивает прочность сцепления образующихся гелей с поверхностью породы. Лигносульфонат повышает вязкость гелеобразующего раствора, что повышает селективность воздействия, т. к. гелеобразующий раствор поступает в трещины и каверны. Лигносульфонат имеет свойства ПАВ, поэтому увеличивает прочность сцепления образующихся гелей с поверхностью породы. When the aluminosilicate content is 5% or higher in the composition, gel formation occurs as a result of the interaction of the composition with carbonate, i.e. the composition can be used for waterproofing work in the oil reservoir. At these concentrations of aluminosilicate, the addition of lignosulfonate increases the strength of the resulting cement material - gel. Lignosulfonate has surfactant properties, therefore, it increases the adhesion strength of the resulting gels to the rock surface. Lignosulfonate increases the viscosity of the gelling solution, which increases the selectivity of the action, because the gelling solution enters the cracks and cavities. Lignosulfonate has surfactant properties, therefore, it increases the adhesion strength of the resulting gels to the rock surface.
Таким образом, в зависимости от концентрации компонентов заявляемый состав может проявлять свойства замедленного кислотного или гелеобразующего состава, т. е. на основе минимального набора реагентов можно решать ряд промысловых задач. Thus, depending on the concentration of the components, the claimed composition can exhibit the properties of a delayed acid or gelling composition, i.e., based on the minimum set of reagents, a number of field tasks can be solved.
Замедленный кислотный и гелеобразующий состав может быть применен для повышения приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин, а также для водоизоляционных работ на нефтяных месторождениях с карбонатными или карбонатсодержащими пластами. Slowed-down acid and gel-forming composition can be used to increase the injectivity of injection wells and the production rate of production wells, as well as for waterproofing work in oil fields with carbonate or carbonate-containing formations.
Эффективность заявляемого состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1-5. The effectiveness of the proposed composition is determined experimentally by the methods described below. The research results are given in table. 1-5.
Пример 1
Скорость реакции взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой определяли по скорости образования углекислого газа. Использовали дезинтегрированный и экстрагированный спиртобензольной смесью карбонатный керн продуктивного горизонта месторождения (турнейский горизонт). Пыль и соль удаляли промыванием водой, после чего керн сушили до постоянного веса при 105oС. Перед экспериментом дезинтегрированный керн смачивали нефтью месторождения. Избыточную нефть удаляли с помощью воронки Бюхнера. Скорость выделения углекислого газа измеряли на монометрической установке. В реактор (коническую колбу с отводами) помещали 5-6 г дезинтегрированного, смоченного нефтью карбонатного керна и прибавляли 15 мл кислотного раствора, после чего измеряли объем выделившегося углекислого газа.Example 1
The reaction rate of the interaction of acid solutions with carbonate rock was determined by the rate of formation of carbon dioxide. The carbonate core of the productive horizon of the field (Tournaisian horizon) was disintegrated and extracted with an alcohol-benzene mixture. Dust and salt were removed by washing with water, after which the core was dried to constant weight at 105 ° C. Before the experiment, the disintegrated core was wetted with oil from the field. Excess oil was removed using a Buchner funnel. The rate of carbon dioxide emission was measured on a monometric installation. 5-6 g of a disintegrated, oil-moistened carbonate core was placed in a reactor (a conical flask with taps) and 15 ml of an acid solution was added, after which the volume of carbon dioxide released was measured.
Кинетические кривые выделения углекислого газа трансформировали в прямые в координатах следующей формулы:
где V - скорость реакции, ммоль/с; Vо - начальная скорость реакции, ммоль/с, К - постоянная величина, ммоль -1•с-1, 
where V is the reaction rate, mmol / s; V about - the initial reaction rate, mmol / s, K - a constant value,
Данные табл. 1 показывают, что заявляемый состав позволяет значительно замедлить скорость реакции как на начальном участке реакции (уменьшение Vo), так и при значительной конверсии соляной кислоты (увеличивается значение параметра К).The data table. 1 show that the inventive composition can significantly slow down the reaction rate both at the initial reaction site (decrease in V o ) and with a significant conversion of hydrochloric acid (the value of parameter K increases).
Пример 2
Исследование гелеобразования при взаимодействии кислотных составов проводили по следующей методике. 50 мл кислотных составов помещали в колбы с карбонатом, причем навеска карбоната подбиралась таким образом, чтобы данный реагент был не менее чем в 1,5 избытке. Затем реакционная масса выдерживалась сутки, после чего визуально наблюдали за гелеобразованием. Результаты эксперимента приведены в табл.2.Example 2
The gelation study during the interaction of acid compositions was carried out according to the following procedure. 50 ml of acid formulations were placed in flasks with carbonate, and a weighed portion of carbonate was selected so that this reagent was not less than 1.5 excess. Then the reaction mass was kept for a day, after which gelation was visually observed. The experimental results are shown in table.2.
Проведенные исследования показывают, что при использовании заявляемого состава (по сравнению с прототипом) увеличивается плотность гелей. Studies show that when using the inventive composition (compared with the prototype) increases the density of the gels.
Пример 3
В фильтрационных экспериментах использовали насыпные модели пласта. Подготовку моделей пласта проводили по общепринятой методике. Модели пласта насыщали пресной водой под вакуумом. Затем модели пласта насыщали изовискозной моделью нефти месторождения. При этом через модель пласта фильтровали 4,0 - 4,3 поровых объемов (п.о.) модели нефти. Затем нефть из модели вытесняли пресной водой до стабилизации перепада давления и 99-100% обводненности продукции на выходе. При этом измеряли начальную проницаемость моделей пласта (K1). После чего закачивали кислотный состав и затем фильтровали пресную воду (4-5 п.о.) до стабилизации перепада давления. При этом измеряли проницаемость модели пласта воздействия (К2). Эксперимент проводили при противодавлении 10,5-12 атм, чтобы уменьшить влияние на проницаемость выделения углекислого газа при взаимодействии кислотных растворов с карбонатом. Результаты эксперимента приведены в табл.3.Example 3
Bulk reservoir models were used in filtration experiments. Preparation of reservoir models was carried out according to the generally accepted technique. The reservoir models were saturated with fresh water under vacuum. Subsequently, reservoir models were saturated with an isoviscose reservoir oil model. At the same time, 4.0 - 4.3 pore volumes (bp) of the oil model were filtered through the reservoir model. Then the oil was displaced from the model with fresh water until the pressure drop stabilized and 99-100% of the water cut of the output was stabilized. In this case, the initial permeability of the reservoir models was measured (K 1 ). After that, the acid composition was pumped and then fresh water (4-5 bp) was filtered to stabilize the pressure drop. In this case, the permeability of the reservoir model was measured (K 2 ). The experiment was carried out with a back pressure of 10.5-12 atm in order to reduce the effect on the permeability of carbon dioxide evolution during the interaction of acid solutions with carbonate. The experimental results are shown in table.3.
В ходе закачки в модель пласта состава прототипа (опыт 1) происходит незначительный рост фильтрационного сопротивления (перепада давления), что может быть связано с неполным растворением углекислого газа в воде. Последующая закачка пресной воды сопровождается снижением перепада давления и увеличением проницаемости модели пласта (по сравнению с исходной проницаемостью). В результате закачки 1 п.о. состава-прототипа проницаемость модели пласта увеличилась в 5,2 раза. During the injection of the prototype composition into the reservoir model (experiment 1), a slight increase in filtration resistance (pressure drop) occurs, which may be associated with incomplete dissolution of carbon dioxide in water. The subsequent injection of fresh water is accompanied by a decrease in the pressure drop and an increase in the permeability of the reservoir model (compared to the initial permeability). As a result of injection, 1 bp of the prototype composition, the permeability of the reservoir model increased by 5.2 times.
В опыте 2 исследовали влияние на проницаемость пористой среды заявляемого состава. Закачка состава первоначально сопровождалась ростом перепада давления. Переход на закачку воды сопровождался быстрым снижением перепада давления и ростом проницаемости модели пласта по воде. По сравнению с исходной проницаемость выросла в 7,4 раза. Таким образом, заявляемый состав может быть эффективно использован для повышения приемистости нагнетательных скважин. In
Сопоставление результатов опытов 1 и 2 показывает, что заявляемый состав по сравнению с прототипом имеет в 1,42 раза большую эффективность. A comparison of the results of
Пример 4
Фильтрационный эксперимент проводили по ранее описанной методике. В работе использовали высокопроницаемые модели пласта из крупнодисперсного дезинтегрированного карбонатного керна (размеры частиц 0,315-1,0 мм), что моделировало трещины неоднородного карбонатного пласта.Example 4
The filtration experiment was carried out according to the previously described method. Highly permeable reservoir models from coarse disintegrated carbonate core (particle sizes 0.315-1.0 mm) were used in the work, which simulated the cracks of a heterogeneous carbonate formation.
Данные эксперимента, приведенные в табл. 4, показывают, что состав-прототип снижает проницаемость пористой среды в 32,5 раз, а заявляемый состав в 68,6 раз. Таким образом, заявляемый состав способен снижать проницаемость в 2,1 раз большей степени, чем состав прототип. The experimental data are given in table. 4 show that the prototype composition reduces the permeability of the porous medium by 32.5 times, and the claimed composition by 68.6 times. Thus, the claimed composition is able to reduce permeability in 2.1 times greater than the composition of the prototype.
Пример 5
Насыпные модели пласта готовили по общепринятым методикам. Модели пласта насыщали пресной водой под вакуумом. Затем модели пласта насыщали изовискозной моделью нефти месторождения. При этом через модель пласта фильтровали 4,0 - 4,3 поровых объемов (п.о.) модели нефти. При этом измеряли начальную проницаемость моделей пласта по нефти (K1). После чего закачивали кислотный состав, останавливали на сутки для завершения реакции и затем фильтровали модель нефти (4-5 п.о.) до стабилизации перепада давления. При этом измеряли проницаемость модели пласта воздействия (К2). Эксперимент проводили при противодавлении 10,5-12 атм. Результаты эксперимента приведены в табл.5.Example 5
Bulk models of the reservoir were prepared according to generally accepted methods. The reservoir models were saturated with fresh water under vacuum. Subsequently, reservoir models were saturated with an isoviscose reservoir oil model. At the same time, 4.0 - 4.3 pore volumes (bp) of the oil model were filtered through the reservoir model. In this case, the initial permeability of the reservoir models by oil was measured (K 1 ). After that, the acid composition was pumped in, stopped for a day to complete the reaction, and then the oil model (4-5 bp) was filtered to stabilize the pressure drop. In this case, the permeability of the reservoir model was measured (K 2 ). The experiment was carried out with a back pressure of 10.5-12 atm. The experimental results are shown in table.5.
Полученные результаты показывают, что заявляемый состав позволяет в большей степени (по сравнению с прототипом) увеличить проницаемость карбонатных пористых сред. The results show that the claimed composition allows to a greater extent (compared with the prototype) to increase the permeability of carbonate porous media.
Приведенные в примерах данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность извлечения нефти из карбонатных и карбонатсодержащих коллекторов. The data in the examples confirm the high efficiency of the claimed composition. The use of the composition in the oil industry will improve the efficiency of oil extraction from carbonate and carbonate reservoirs.
Claims (1)
Алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 - 10,0
Лигносульфонат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 -10,0
Соляная кислота - ОстальноеSlowed acid and gelling composition, including hydrochloric acid and aluminosilicate, characterized in that it further comprises lignosulfonate in the following ratio of components, wt. %:
Aluminosilicate (in terms of dry matter) - 0.5 - 10.0
Lignosulfonate (in terms of dry matter) - 0.5 -10.0
Hydrochloric Acid - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002107183/03A RU2194157C1 (en) | 2002-03-20 | 2002-03-20 | Delayed-action acid and gelling composition |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002107183/03A RU2194157C1 (en) | 2002-03-20 | 2002-03-20 | Delayed-action acid and gelling composition |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2194157C1 true RU2194157C1 (en) | 2002-12-10 |
Family
ID=20255458
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002107183/03A RU2194157C1 (en) | 2002-03-20 | 2002-03-20 | Delayed-action acid and gelling composition |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2194157C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453691C2 (en) * | 2009-12-15 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Formation permeability control method |
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
-
2002
- 2002-03-20 RU RU2002107183/03A patent/RU2194157C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453691C2 (en) * | 2009-12-15 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Formation permeability control method |
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6761220B2 (en) | Treatment of a well with an encapsulated liquid and process for encapsulating a liquid | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| CA1077832A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions without decreasing permeability | |
| US4079783A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions | |
| RU2194157C1 (en) | Delayed-action acid and gelling composition | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2057914C1 (en) | Oil extraction method | |
| US3820603A (en) | Altering relative permeability in production wells | |
| RU2173383C1 (en) | Acid formulation | |
| CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| RU2120547C1 (en) | Composition for blocking of water-bearing formations | |
| RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
| RU2154159C1 (en) | Method of oil deposit development (versions) | |
| RU2214507C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2096601C1 (en) | Method for regulating development of oil deposits | |
| RU2408780C1 (en) | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs | |
| RU2391487C2 (en) | Composition to block water producing formation | |
| RU2093673C1 (en) | Method of equalizing injectivity profile | |
| RU2162936C1 (en) | Compound controlling exploitation of inhomogeneous oil pool | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| SU810947A1 (en) | Composition for declaying the anti-filtering zone of water well | |
| RU2210665C2 (en) | Method of oil pool development | |
| SU1700199A1 (en) | Method for insulating water inflow in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040321 |