RU2309972C2 - Compound for treatment of carbonate formations - Google Patents
Compound for treatment of carbonate formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2309972C2 RU2309972C2 RU2005133324/03A RU2005133324A RU2309972C2 RU 2309972 C2 RU2309972 C2 RU 2309972C2 RU 2005133324/03 A RU2005133324/03 A RU 2005133324/03A RU 2005133324 A RU2005133324 A RU 2005133324A RU 2309972 C2 RU2309972 C2 RU 2309972C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- waste
- water
- treatment
- compound
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации притока нефти и газа из пласта.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to obtain compositions for the processing of carbonate formations in order to intensify the influx of oil and gas from the formation.
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.A well-known solution based on hydrochloric acid (Loginov B.G., Malyshev L.G. and other Guidelines for acid treatment of wells. - M .: Nedra, 1966). The disadvantage of this solution is the high reaction rate with the formation of the maximum number of dissolution channels in the borehole zone to the detriment of the efficiency of its penetration deep into the reservoir, as a result of which the object is not completely covered by the impact.
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 - пенообразователем 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.Also known is a composition (patent RU 2076204, IPC ЕВВ 43/27, publ. 03/27/1997) containing an aqueous solution of 10-12% hydrochloric acid, diethylene glycol and specially prepared to slow down the reaction of an acid with a carbonate rock with a surfactant - foaming agent PO- one. The disadvantage of this solution is the low solubility of the oil-saturated part of the reservoir, resulting in an increase in permeability only in the washed (water-saturated) part of the reservoir, while its oil-saturated part is slightly processed. This leads to a rapid increase in water cut and low efficiency of subsequent treatments.
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, полигликоли, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК) и товарную форму неонола АФ9-12 (СНО-4Б) при следующем соотношении компонентов, мас.%:Closest to the claimed technical solution is the composition (patent RU 2184224, IPC ЕВВ 43/27, publ. 06/27/2002) containing a solution of hydrochloric acid of 13.5% concentration, polyglycols, ethoxylated fatty acids (OFA) and the marketable form of neonol AF9- 12 (СНО-4Б) in the following ratio of components, wt.%:
Недостатком этого раствора является малая 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.The disadvantage of this solution is the low solubility of oil-saturated carbonate rock, in addition, a number of components included in its composition (OLC and CHO-4B) are no longer produced in the Russian Federation, which makes the practical use of this composition difficult.
Технический результат - уменьшение скорости реакции и растворяющей способности состава в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности в нефтенасыщенной его части.The technical result is a decrease in the reaction rate and the dissolving ability of the composition in the water-saturated part of the reservoir with a parallel increase in the dissolving ability in its oil-saturated part.
Состав для обработки карбонатных пластов, включающий полигликоли и воду, дополнительно содержит отходы производства этилового спирта, полисахариды - отходы производства сахара или многоатомных спиртов и ингибитор коррозии ИКУ-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The composition for processing carbonate formations, including polyglycols and water, additionally contains waste from the production of ethyl alcohol, polysaccharides - waste from the production of sugar or polyols and corrosion inhibitor IKU-1 in the following ratio, wt.%:
В исследованиях для приготовления состава использовались следующие реагенты.In studies for the preparation of the composition used the following reagents.
Полигликоли - реагент Гликойл, ТУ 2422-130-05766801-2003, выпускается на ОАО "Нижнекамскнефтехим". Полигликоли, получаемые при гидратации окиси этилена, представляют собой смесь гликолей (диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.).Polyglycols - Glycoil reagent, TU 2422-130-05766801-2003, manufactured by OAO Nizhnekamskneftekhim. Polyglycols obtained by hydration of ethylene oxide are a mixture of glycols (diethylene glycol, triethylene glycol, tetraethylene glycol, etc.).
Отходы производства этилового спирта - концентрат головных примесей этилового спирта (КГПЭС), ТУ 9182-478-00008064-2002.Wastes from the production of ethyl alcohol - concentrate of head impurities of ethyl alcohol (KGPES), TU 9182-478-00008064-2002.
Отходы производства сахара (ОПС) по ГОСТ 18-385-82.Sugar production waste (OPS) according to GOST 18-385-82.
Отходы производства многоатомных спиртов (ОПМС) по ТУ 64-19-1-91.Wastes from the production of polyhydric alcohols (OPS) according to TU 64-19-1-91.
ИКУ-1 - ингибитор коррозии стали, представляет собой четвертичную соль на основе хинолина и хлористого бензила. Выпускается по ТУ-2415-005-12749890-2000 НПФ "Трибоника".IKU-1 - a steel corrosion inhibitor, is a quaternary salt based on quinoline and benzyl chloride. Available in accordance with TU-2415-005-12749890-2000 NPF Tribonika.
Методика лабораторных исследований заключалась в следующем.The laboratory research technique was as follows.
В качестве карбонатной породы брали нефтенасыщенный образец керна каширо-подольских 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 составов приведена в таблице.An oil-saturated core sample from the Kashiro-Podolsk deposits of the Vyatka area of the Arlan field was taken as a carbonate rock. It was disintegrated and a 1-2 mm fraction was taken. Studies were conducted both for the conditions of the washed zone of the reservoir, and for the conditions of the initial oil saturation. In the first case, the experiments were carried out on a “clean” surface after grinding. In the second case, the selected fraction for modeling the conditions of the initial oil saturation was placed for some time in oil to form the latter on the surface of the boundary layer. After this, free oil was removed, and the rock was transferred to filtered paper to further remove free oil. The formulation of the investigated compounds are shown in the table.
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.A portion of the prepared carbonate rock was placed in a flask with the test solution. The yield of carbon dioxide formed during the interaction of solutions with limestone characterized the kinetics of the process. It was recorded using the GSB-400 gas meter.
Из полученных данных следует, что скорость растворения водонасыщенной карбонатной породы "чистый карбонат" при применении предложенного состава уменьшается по сравнению с составом-прототипом, к тому же уменьшается полнота растворения промытой породы.From the obtained data it follows that the dissolution rate of water-saturated carbonate rock "pure carbonate" when using the proposed composition is reduced in comparison with the composition of the prototype, in addition, the completeness of dissolution of the washed breed is reduced.
В присутствии нефти на поверхности карбонатной породы применение предложенного состава увеличивает скорость растворения нефтенасыщенной породы по сравнению с составом-прототипом при той же полноте растворения скелета.In the presence of oil on the surface of the carbonate rock, the use of the proposed composition increases the dissolution rate of oil-saturated rocks compared with the prototype composition with the same skeleton dissolution.
Таким образом, применение предложенного состава 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.Thus, the use of the proposed composition allows to reduce the dissolution rate of water-saturated interlayers and at the same time increase the dissolution rate and efficiency of oil-saturated parts of the carbonate formation, which under field conditions will achieve the greatest effect from the technology used as a result of the involvement of oil into the displacement during flooding.
Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего агента. Состав благодаря добавлению в его состав ингибитора коррозии ИКУ-1 обладает пониженной коррозионной активностью по отношению к ГНО скважины. Кроме того, в составе присутствуют отходы производства предприятий, что потенциально снижает его стоимость в сравнении с прототипом и как результат себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.The proposed composition has a low surface tension at the interface with hydrocarbon liquids and has a low viscosity. Due to these properties, the penetrating ability of the working agent is improved. The composition due to the addition of a corrosion inhibitor IKU-1 to its composition has a reduced corrosion activity with respect to the well’s oil well. In addition, the composition contains waste from industrial enterprises, which potentially reduces its cost in comparison with the prototype and as a result, the cost of 1 ton of additional oil.
Технология проведения обработки не меняется по сравнению с известной и не требует применения специального оборудованияThe processing technology does not change compared to the known one and does not require the use of special equipment
Рецептура составовTable
Recipe Formulations
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133324/03A RU2309972C2 (en) | 2005-10-19 | 2005-10-19 | Compound for treatment of carbonate formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005133324/03A RU2309972C2 (en) | 2005-10-19 | 2005-10-19 | Compound for treatment of carbonate formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005133324A RU2005133324A (en) | 2007-05-10 |
RU2309972C2 true RU2309972C2 (en) | 2007-11-10 |
Family
ID=38107588
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005133324/03A RU2309972C2 (en) | 2005-10-19 | 2005-10-19 | Compound for treatment of carbonate formations |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2309972C2 (en) |
-
2005
- 2005-10-19 RU RU2005133324/03A patent/RU2309972C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005133324A (en) | 2007-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7581594B2 (en) | Surfactant method for improved oil recovery from fractured reservoirs | |
EA006142B1 (en) | Aqueous viscoplastic fluid | |
CN101029224A (en) | Use of bi-alkyl carboxylate surface activator in triple oil recovery | |
US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
US10494907B2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
US11655411B2 (en) | Thermochemical composition for well cleanup | |
RU2017132327A (en) | A cross-linked fluid for processing the adjacent zone and methods of hydraulic fracturing of the underground reservoir based on return water, saline water, fresh water, and their mixtures | |
Alhamad et al. | Organic acids for stimulation purposes: a review | |
CN111100618A (en) | Water well acidizing well washing agent based on sulfamic acid and preparation method thereof | |
RU2309972C2 (en) | Compound for treatment of carbonate formations | |
HUT72812A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
US20200063019A1 (en) | Ultrasonic solubilisation of surfactants for enhanced oil recovery | |
RU2302522C1 (en) | Method for mudded reservoir treatment | |
RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
RU2305696C2 (en) | Carbonate formation treatment composition | |
US9903188B2 (en) | Alkyl polyglucoside desorbents for enhanced oil recovery | |
US20230295482A1 (en) | Method for stabilizing wellbore, stabilized wellbore and wellbore stabilizing fluid | |
RU2184224C2 (en) | Composition for treating carbonate formations | |
RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
RU2322476C1 (en) | Liquid for hydraulic seam rupture | |
RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
RU2254463C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole carbonate formation zone | |
RU2731302C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir | |
RU2162146C1 (en) | Method of mudded formations treatment | |
RU2269563C1 (en) | Composition for treating well bottom zone of carbonate formation wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101020 |