RU2305696C2 - Состав для обработки карбонатных пластов - Google Patents
Состав для обработки карбонатных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2305696C2 RU2305696C2 RU2005129394/03A RU2005129394A RU2305696C2 RU 2305696 C2 RU2305696 C2 RU 2305696C2 RU 2005129394/03 A RU2005129394/03 A RU 2005129394/03A RU 2005129394 A RU2005129394 A RU 2005129394A RU 2305696 C2 RU2305696 C2 RU 2305696C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- oil
- composition
- hydrochloric acid
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации добычи нефти и газа на указанных объектах. Техническим результатом изобретения является снижение проницаемости промытых зон пласта и уменьшение степени его неоднородности в направлении вытеснения, что приводит к уменьшению скорости реакции и растворяющей способности в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности раствора в нефтенасыщенной его части. Состав для обработки карбонатных пластов включает, мас.%: водный раствор соляной кислоты 20-22%-ной концентрации 42-48, полигликоль 4-16, раствор алюмохлорида - отход производства химической промышленности с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л и рН 0,6-2,0 42-48. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации добычи нефти и газа на указанных объектах.
Известен раствор на основе соляной кислоты (Логинов Б.Г., Малышев Л.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966). Недостатком этого раствора является высокая скорость реакции с формированием максимального числа каналов растворения в прискважинной зоне в ущерб эффективности его проникновения вглубь пласта, в результате чего объект не полностью охватывается воздействием.
Также известен состав (патент RU 2076204, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.03.1997), содержащий водный раствор 10-12% соляной кислоты, диэтиленгликоль и специально препарированный для замедления реакции кислоты с карбонатной породой поверхностно-активным веществом пенообразователь ПО-1. Недостатком данного раствора является малая растворяющая способность нефтенасыщенной части коллектора, в результате чего обеспечивается увеличение проницаемости лишь в промытой (водонасыщенной) части пласта, в то время как нефтенасыщенная его часть обрабатывается незначительно. Это приводит к быстрому росту обводненности продукции и низкой эффективности последующих обработок.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является состав (патент RU 2184224, МПК Е21В 43/27, опубл 27.06.2002), содержащий раствор соляной кислоты 13,5% концентрации, полигликоль, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК) и товарную форму неонола АФ9-12 (СНО-4Б) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
HCl (13,5% концентрации) | 96-80 |
Полигликоль | 3,8-15 |
ОЖК | 0,1-2 |
СНО-4Б | 0,1-3 |
Недостатком этого раствора является недостаточная растворимость нефтенасыщенной карбонатной породы, кроме того, ряд компонентов, входящих в его состав (ОЖК и СНО-4Б), уже не производятся в РФ, что затрудняет практическое использование данного состава.
Техническим результатом изобретения является снижение проницаемости промытых зон пласта и уменьшение степени его неоднородности в направлении вытеснения, что приводит к уменьшению скорости реакции и растворяющей способности в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности раствора в нефтенасыщенной его части.
Состав для обработки карбонатных пластов, включающий водный раствор соляной кислоты, полигликоль, отличающийся тем, что он содержит водный раствор соляной кислоты 20-22%-ной концентрации и дополнительно раствор алюмохлорида - отход производства химической промышленности с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л и рН 0,6-2,0 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
указанный раствор соляной кислоты | 42-48 |
полигликоль | 4-16 |
указанный раствор алюмохлорида | 42-48 |
Раствор алюмохлорида - отход производства химической промышленности - ТУ-38.302163-94. Содержание основного вещества в товарном продукте 200-300 г/л, рН раствора 0,6-2,0. Высокий количественный потенциал алюмохлорида (2000 т/год), низкая стоимость, высокая технологичность (температура замерзания до -40°С) наряду с другими благоприятными физико-химическими свойствами позволили рекомендовать его в качестве перспективного осадкообразователя.
Водный раствор соляной кислоты HCl - 20-22%-ный водный раствор соляной кислоты - ТУ-6-01-046893 81-85-92. Раствор данной концентрации является оптимальным по своим реакционным характеристикам. Было установлено, что использование такой концентрации соляной кислоты приводит к образованию в пласте раствора с 30-35% содержанием хлористого кальция. Если же содержание этого продукта реакции в растворе превышает указанный процент, то становится возможным его выпадение из раствора, что в свою очередь негативно сказывается на проницаемости пласта и, как следствие, приводит к снижению ожидаемого эффекта от обработки. Таким образом, используемая в предлагаемом растворе 20-22% концентрация соляной кислоты улучшает вытесняющие свойства состава.
Методика лабораторных исследований взаимодействия карбонатной породы и предлагаемого состава заключалась в следующем.
В качестве карбонатной породы брали нефтенасыщенный образец керна кашироподольских отложений Вятской площади Арланского месторождения. Его дезинтегрировали и отобрали фракцию 1-2 мм. Исследования были проведены как для условий промытой зоны пласта, так и для условий начальной нефтенасыщенности. В первом случае эксперименты проводились на "чистой" поверхности после помола. Во втором случае отобранную фракцию для моделирования условий начальной нефтенасыщенности помещали на некоторое время в нефть для формирования на поверхности граничного слоя последней. После этого свободная нефть удалялась, а порода переносилась на фильтрованную бумагу для дальнейшего удаления свободной нефти. Рецептура исследуемых рабочих растворов приведена в таблице 1.
Навеску подготовленной карбонатной породы помещали в колбу с испытуемым раствором. Выход углекислого газа, образующегося при взаимодействии растворов с известняком, характеризовал кинетику процесса. Он регистрировался с помощью газового счетчика ГСБ-400.
В таблице 2 приведены кинетические характеристики процесса растворения известняка. Скорость растворения определялась по тангенсу угла наклона кинетической кривой на начальном этапе процесса растворения. Полнота растворения породы рассчитывалась по выходу углекислого газа.
Как видно из данных, приведенных в таблице 2, скорость растворения водонасыщенной карбонатной породы "чистый карбонат" при применении раствора 2 уменьшается более чем в 1,5 раза, в случае применения раствора 3 (прототипа) - почти в 3 раза. Раствор 4 имеет еще более сильный эффект замедления. К тому же уменьшается полнота растворения промытой породы.
Присутствие нефти на поверхности карбонатной породы приводит к уменьшению скорости ее растворения растворами 1 и 2. Использование раствора 3 (прототипа) приводит к увеличению скорости растворения карбонатной породы в 2 раза по сравнению с раствором 2. Скорость растворения при применении раствора 4 увеличивает скорость растворения нефтенасыщенной породы на 6 единиц по сравнению с прототипом при той же полноте растворения скелета.
Таким образом, применение раствора 4 позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и эффективность растворения нефтенасыщенных частей карбонатного пласта, что в промысловых условиях позволит достичь наибольшего эффекта от применяемой технологии в результате вовлечения в вытеснение неохваченных при заводнении целиков нефти.
Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего агента. Кроме того, в составе присутствует отход производства предприятий (алюмохлорид), что потенциально снижает его стоимость в сравнении с прототипом и как результат себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.
Технология проведения обработки не меняется по сравнению с известной и не требует применения специального оборудования.
Таблица Рецептура рабочих агентов |
||||||||||
Исслед-е растворы | Концентрация компонентов | |||||||||
HCl 13,5% | HCl 21% | Диэтиленгликоль | Полигликоль | ПО-1 | ОЖК | СНО-4Б | Раствор алюмохлорида, 250 г/л рН 1 | |||
1 | 100 | - | - | - | - | - | - | - | ||
2 | 90 | - | 9,5 | 0,5 | - | - | - | |||
3 | 90 | - | - | 9 | - | 0,5 | 0,5 | - | ||
4 | - | 45 | - | 10 | - | - | - | 45 | ||
Таблица 2. Кинетическая характеристика процесса растворения карбонатной породы кислотными растворами |
||||||||||
Рабочий агент - объект воздействия | Скорость растворения, см3/с | Полнота растворения, % | ||||||||
Раствор 1 - "чистый карбонат" | 67,7 | 91,25 | ||||||||
Раствор 2 - "чистый карбонат" | 40,5 | 89,7 | ||||||||
Раствор 3 - "чистый карбонат" | 22,1 | 80,5 | ||||||||
Раствор 4 - "чистый карбонат" | 17,9 | 75,1 | ||||||||
Раствор 1 - нефтенасыщ. карбонат | 22,9 | 79,8 | ||||||||
Раствор 2 - нефтенасыщ. карбонат | 16,9 | 80,3 | ||||||||
Раствор 3 - нефтенасыщ. карбонат | 34,1 | 90,0 | ||||||||
Раствор 4 - нефтенасыщ. карбонат | 24,8 | 92,1 |
Claims (1)
- Состав для обработки карбонатных пластов, включающий водный раствор соляной кислоты, полигликоль, отличающийся тем, что он содержит водный раствор соляной кислоты 20-22%-ной концентрации и дополнительно раствор алюмохлорида - отход производства химической промышленности с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л и рН 0,6-2,0 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
указанный раствор соляной кислоты 42-48 полигликоль 4-16 указанный раствор алюмохлорида 42-48
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005129394/03A RU2305696C2 (ru) | 2005-09-06 | 2005-09-06 | Состав для обработки карбонатных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005129394/03A RU2305696C2 (ru) | 2005-09-06 | 2005-09-06 | Состав для обработки карбонатных пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005129394A RU2005129394A (ru) | 2007-03-27 |
RU2305696C2 true RU2305696C2 (ru) | 2007-09-10 |
Family
ID=37998925
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005129394/03A RU2305696C2 (ru) | 2005-09-06 | 2005-09-06 | Состав для обработки карбонатных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2305696C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
-
2005
- 2005-09-06 RU RU2005129394/03A patent/RU2305696C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005129394A (ru) | 2007-03-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2289683C2 (ru) | Способы для осушения сланцеватых подземных геологических формаций | |
US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
US9027647B2 (en) | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof | |
US20130274155A1 (en) | Process to control iron in oil and gas applications using a chelating agent | |
US20140124205A1 (en) | Process to fracture a subterranean formation using a chelating agent | |
Almubarak et al. | Design and application of high-temperature raw-seawater-based fracturing fluids | |
RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
US8851187B2 (en) | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations | |
RU2305696C2 (ru) | Состав для обработки карбонатных пластов | |
RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
US20180320062A1 (en) | Glutamic diacetic acid-containing aqueous fluid composition | |
RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
RU2709261C2 (ru) | Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи | |
RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
RU2309972C2 (ru) | Состав для обработки карбонатных пластов | |
RU2659918C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2333234C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
RU2742167C1 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
RU2213216C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2659440C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100907 |