RU2337126C2 - Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) - Google Patents
Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2337126C2 RU2337126C2 RU2006135924/03A RU2006135924A RU2337126C2 RU 2337126 C2 RU2337126 C2 RU 2337126C2 RU 2006135924/03 A RU2006135924/03 A RU 2006135924/03A RU 2006135924 A RU2006135924 A RU 2006135924A RU 2337126 C2 RU2337126 C2 RU 2337126C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- acid
- composition
- ammonium
- bifluoride
- Prior art date
Links
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области кислотной обработки терригенных коллекторов, разглинизации пластов и удаления солеотложений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of acid treatment of terrigenous reservoirs, clay formation and removal of scale.
Из литературных исследований известно, что на терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот (П.М.Усачев. Гидравлический разрыв пласта. - М., Недра, 1986).From literature studies it is known that terrigenous reservoirs are affected by a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids (P.M. Usachev. Hydraulic fracturing. - M., Nedra, 1986).
Плавиковая кислота взаимодействует с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Оптимальным считают содержание в смеси 3-5% HF и 8-10% HCl.Hydrofluoric acid interacts with silicate materials, quartz and kaolin of a terrigenous collector. To prevent the formation of silicic acid gel in the pore space, hydrofluoric acid is used only in mixtures with hydrochloric acid when processing terrigenous reservoirs. The optimal content in the mixture is 3-5% HF and 8-10% HCl.
Известен состав для кислотной обработки терригенных коллекторов, который содержит 6-10% HF и 10% HCl (У.З.Ражетдинов и др. Применение бифторид-фторид аммония для обработки скважин. Ж. "Нефтяное хозяйство", 1984, №4.).Known composition for the acid treatment of terrigenous reservoirs, which contains 6-10% HF and 10% HCl (UZ Razhetdinov and others. The use of ammonium bifluoride-fluoride for well treatment. J. "Oil industry", 1984, No. 4.) .
Недостаток вышеуказанных составов состоит в том, что в результате реакции кислот с сульфатами и глинами, а также с цементами быстро расходуются и соляная кислота, и плавиковая, а также происходит накопление трудноизвлекаемых осадков, например CaF2 и геля кремниевой кислоты.The disadvantage of the above compositions is that as a result of the reaction of acids with sulfates and clays, as well as with cements, both hydrochloric acid and hydrofluoric acid are quickly consumed, and hard-to-recover sediments, for example, CaF 2 and silica gel, accumulate.
Известен кислотный состав для обработки скважин с терригенными коллекторами, содержащий смесь сульфаминовой кислоты и бифторида аммония (П.М.Южанинов и В.Н.Вилисов. Рациональные условия применения сульфаминовой кислоты при обработках скважин. Сборник научных трудов «Интенсификация процессов добычи нефти на месторождениях Пермского Прикамья». - М.; ИГиРГИ, 1983).A well-known acid composition for treating wells with terrigenous reservoirs containing a mixture of sulfamic acid and ammonium bifluoride (P.M.Yuzhaninov and V.N.Vilisov. Rational conditions for the use of sulfamic acid in well treatments. Collection of scientific papers "Intensification of oil production in Perm fields Prikamye. ”- M .; IGiRGI, 1983).
Однако этот состав можно использовать до температуры 50°С, чтобы избежать образования осадков сульфатов, которые образуются в результате гидролиза сульфаминовой кислоты.However, this composition can be used up to a temperature of 50 ° C in order to avoid the formation of precipitation of sulfates, which are formed as a result of hydrolysis of sulfamic acid.
Известен состав, имеющий рабочие концентрации бифторида аммония в смеси с сульфаминовой кислотой для обработок в призабойной зоне скважин в терригенных коллекторах не более, чем 1 часть бифторида аммония на 4 части сульфаминовой кислоты. При таком соотношении максимальное замедление скорости растворения карбонатов происходит за счет образования на поверхности известняка труднорастворимой корки фтористого кальция (В.П.Шалинов и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. Тематический научно-технический обзор. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с.36-37).A known composition having working concentrations of ammonium bifluoride mixed with sulfamic acid for treatments in the near-wellbore zone of wells in terrigenous reservoirs is not more than 1 part ammonium bifluoride per 4 parts sulfamic acid. With this ratio, the maximum slowdown in the rate of dissolution of carbonates occurs due to the formation on the surface of the limestone of insoluble crust of calcium fluoride (V.P. Shalinov et al. Physicochemical methods for increasing well productivity. Thematic scientific and technical review. - M.: VNIIOENG, 1974, p. 36-37).
Недостатками вышеуказанного состава являются образование при температуре выше 50°С сульфат-ионов в результате гидролиза сульфаминовой кислоты, высокая скорость реакции при повышенных температурах, высокая коррозийная активность, большой расход сульфаминовой кислоты.The disadvantages of the above composition are the formation of sulfate ions at temperatures above 50 ° C as a result of hydrolysis of sulfamic acid, high reaction rate at elevated temperatures, high corrosive activity, high consumption of sulfamic acid.
Известен сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфорсодержащий комплексон, хлористый аммоний и воду (патент 2272904, М. кл. 8 Е21В 43/27, опублик. 27.03. 2006. Бюл. №9).A known dry-acid composition for treating terrigenous reservoirs and mudding of the bottom hole of a well containing ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium bifluoride, sulfamic acid, phosphorus-containing complexon, ammonium chloride and water (patent 2272904, M. cl. 8 EV 21/43/27 published March 27, 2006. Bull. No. 9).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является известный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий в мас.%: фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония в количестве 0,56-18,50; 0,43-14,25; 0,51-17,00 соответственно, сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного. При этом смесь может содержать водорастворимый ПАВ - неонол АФ9 - 25 или Нефтенол ВВД в количестве 0,05-0,5 мас.% (патент 2101482, М. кл. 8 Е21В 43/27, опублик. 1998.01.10.).Closest to the proposed invention is a known composition for treating terrigenous reservoirs, containing in wt.%: Ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium bifluoride in the amount of 0.56-18.50; 0.43-14.25; 0.51-17.00, respectively, sulfamic acid in an amount of not more than equimolecular. When this mixture may contain a water-soluble surfactant - neonol AF 9 -. 25 Neftenol or WSC in an amount of 0.05-0.5% by weight (Patent 2101482, cl 8 M. E 21 B 43/27, published 1998.01.10...).
Целью изобретения является увеличение эффективности кислотной обработки коллекторов за счет улучшения реологических свойств состава, снижения скорости реакции кислотного состава с породой и его коррозионной активности, повышения эффективности очистки коллекторов от кольматирующих твердых частиц за счет флокуляции их и удаления солеотложений, увеличения моющих свойств состава и гидрофобизации терригенных коллекторов, а также увеличения нефтевытесняющих свойств состава.The aim of the invention is to increase the efficiency of acid treatment of reservoirs by improving the rheological properties of the composition, reducing the reaction rate of the acid composition with the rock and its corrosive activity, increasing the efficiency of cleaning collectors of clogging solid particles by flocculating them and removing scaling, increasing the washing properties of the composition and hydrophobization of terrigenous collectors, as well as increasing oil-displacing properties of the composition.
Поставленная задача решается тем, что кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений, включающий фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту и воду дополнительно содержит водорастворимый полимер, высокодисперсный гидрофобный материал и комплексон при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the acid composition for treating terrigenous reservoirs and removing scaling, including ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium bifluoride, sulfamic acid and water additionally contains a water-soluble polymer, a highly dispersed hydrophobic material and complexon in the following ratio of components, wt. %:
Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений, включающий фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония и сульфаминовую кислоту, дополнительно содержит водорастворимый полимер, высокодисперсный гидрофобный материал, комплексон, утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:The dry-acid composition for treating terrigenous reservoirs and removing scaling, including ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium bifluoride-fluoride and sulfamic acid, additionally contains a water-soluble polymer, a highly dispersed hydrophobic material, complexon, a weighting agent in the following ratio of components, wt.%:
Варианты кислотного водного (п.п.1-3) и сухокислотного состава (по п.п.4-6) могут содержать водорастворимое поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ в количестве 0,1-3,0 мас.% и сшиватель - соли поливалентных металлов в количестве 0,01-0,2 мас.%.Variants of acidic water (claims 1-3) and dry acid composition (claims 4-6) may contain a water-soluble surfactant or a mixture of surfactants in an amount of 0.1-3.0 wt.% And a crosslinker - salts of polyvalent metals in an amount of 0.01-0.2 wt.%.
Фторид аммония NH4F представляет собой бесцветную кристаллическую соль, имеющую молекулярную массу 37,04 и плотность 1010 кг/м3 при 25°С. Бифторид аммония (NH4F·HF) - кристаллическая соль, содержащая 96-97 мас.% (NH4F·HF) и бифторид-фторид - двойная соль бифторида аммония (NH4F·HF) и фторида аммония (NH4F), содержащая 56 мас.% фтора и 23 мас.% кислоты.Ammonium fluoride NH 4 F is a colorless crystalline salt having a molecular weight of 37.04 and a density of 1010 kg / m 3 at 25 ° C. Ammonium bifluoride (NH 4 F · HF) is a crystalline salt containing 96-97 wt.% (NH 4 F · HF) and bifluoride fluoride is a double salt of ammonium bifluoride (NH 4 F · HF) and ammonium fluoride (NH 4 F ) containing 56 wt.% fluorine and 23 wt.% acid.
Сульфаминовая кислота представляет собой кристаллическую соль с концентрацией 96 мас.% HSO3NH2, которая имеет хорошую растворимость в воде: при 20°С - 21,3 г, а при 80°С - 47,1 г в 100 г раствора. Коррозионная активность по стали 3 при температуре 30°С составляет 2,18 г/м2ч. При повышенной температуре в водных растворах сульфаминовой кислоты происходит гидролиз.Sulfamic acid is a crystalline salt with a concentration of 96 wt.% HSO 3 NH 2 , which has good solubility in water: at 20 ° C - 21.3 g, and at 80 ° C - 47.1 g in 100 g of solution. The corrosion activity in steel 3 at a temperature of 30 ° C is 2.18 g / m 2 h. At an elevated temperature, hydrolysis occurs in aqueous solutions of sulfamic acid.
Сульфаминовая кислота обладает пониженной реакционной способностью (в 5-6 раз) и более низкой коррозионной активностью (в 3-3,5 раза) по сравнению с соляной кислотой.Sulfamic acid has a reduced reactivity (5-6 times) and lower corrosion activity (3-3.5 times) compared with hydrochloric acid.
При наличии фторсодержащего реагента: фторида аммония, бифторида аммония или бифторид-фторида аммония в составе протекает реакция с сульфаминовой кислотой. Для поддержания рН кислотного раствора нет необходимости брать сульфаминовую кислоту в избытке, так как в средах, содержащих большое количество ионов аммония координационных (комплексных) соединений - аммиакатов, которые содержат в качестве лигандов одну или несколько молекул NH3 (Химическая энциклопедия, М., Советская энциклопедия, т.1, 1988), уменьшающих рН раствора. Так как аммиакаты являются комплексными соединениями, то они ингибируют образование осадков, поэтому они в осадок не выпадают и снижают рН за счет внутрисферной амидореакции.In the presence of a fluorine-containing reagent: ammonium fluoride, ammonium bifluoride or ammonium bifluoride in the composition, a reaction with sulfamic acid occurs. To maintain the pH of the acidic solution, it is not necessary to take sulfamic acid in excess, since in media containing a large number of ammonium ions, coordination (complex) compounds - ammonia, which contain one or more NH 3 molecules as ligands (Chemical Encyclopedia, M., Sovetskaya Encyclopedia, v. 1, 1988), reducing the pH of the solution. Since ammonia is a complex compound, they inhibit the formation of precipitation; therefore, they do not precipitate and lower the pH due to intrasphere amidoreaction.
В качестве водорастворимого полимера используют водорастворимый полимер марки Аквапак, выпускаемый ЗАО «Полицел» по лицензии фирмы Aqulon (Франция) или флокулянт марок ВПК-402 по ТУ 2227-184-00203312-98, или ВПК-420, или Гипан, или Гивпан, по ТУ 01-166-77, или отечественный полимер марки «Метас» для регулирования фильтрации и флокуляции твердой фазы, или порошкообразный реагент ГОС-2, или гидрооксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), или комплекс блоксополимеров с НПАВ, или биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или блоксополимер окиси этилена и НПАВ марки Дисолван, или блоксополимер окиси этилена с НПАВ, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой (КМЦ) марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, или метилцеллюлоза марки МЦ, или оксиэтилированная целлюлоза марки ОЭЦ, или гидроэтилцеллюлоза ГЭЦ и ее модификации, или полиакриламид разных марок, например ПАА как отечественного производства, например, ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91, так и импортного производства, например анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, или полимер марки Дидрил производства Японии, или поливиниловый спирт, или полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, или модифицированная лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлоза марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкая полианионная целлюлоза марки Полицел ПАЦ, выпускающаяся по ТУ 2231-013-32957739-00.As a water-soluble polymer, a water-soluble polymer of the Aquapack brand is used, manufactured by Polycel CJSC under license from Aqulon (France) or a VPK-402 flocculant according to TU 2227-184-00203312-98, or VPK-420, or Gipan, or Givpan, according to TU 01-166-77, or the domestic Metas brand polymer for regulating the filtration and flocculation of the solid phase, or the powdered reagent GOS-2, or hydroxyethyl cellulose (HEC), or a complex of block copolymers with nonionic surfactants, or biopolymers based on glucose, mannose, salt gluconic acid and acetyl radicals, not sensitive high temperature - a heteropolysaccharide of the GPS brand or a polymer mixture of derivatives of polysaccharides of the brand Polymer reagent PS, or a block copolymer of ethylene oxide and nonionic surfactants of the brand Disolvan, or a block copolymer of ethylene oxide with nonionic surfactants, or the product of the interaction of alkaline cellulose with monochloracetic acid (CMC 500) KMTS 500 KMTs-600, KMTs-700, or Lacris-20 multifunctional polyacrylic reagent, manufactured according to TU 6-01-2-793-86, or methacrylic acid copolymer or methacrylamide metacrylamide, or MTs brand methyl cellulose, or ethoxylated c cellulose of the OEC brand, or hydroethyl cellulose of the SCE and its modifications, or polyacrylamide of different grades, for example, PAA both domestically produced, for example PAA manufactured according to TU 6-01-1049-91, and imported, for example, an anionic polymer of the EZ-mud DP brand , an analogue of PAA, or a polymer of the Didril brand made in Japan, or polyvinyl alcohol, or a polymer of the Polytsel SK-N brand, manufactured in accordance with TU 2231-001-32957739-98, or modified with sodium carboxymethyl cellulose lignosulfonates of the Politsel KMTs-M and Politsel KMTs-TS brands, or high viscosity polyanionic cell Polyoxel PAC brand brand yulose produced in accordance with TU 2231-013-32957739-00.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.As a highly dispersed hydrophobic material, surface-dispersed highly dispersed hydrophobic materials of tetrafluoroethylene (TFE), titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol (ps) oxides and highly dispersed hydrophobic materials of silicon oxides are used: carbon black, talc, aerosil, perlite, as well as silica brand Polysil.
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.The above highly dispersed hydrophobic materials are chemically inert materials with an average individual particle size of from 0.1 to 100 μm and a bulk density of 0.1 to 2.0 g / cm 3 , with wetting angles of 114 to 178 ° and a degree of hydrophobicity of 96.0 to 99.99%. They do not have harmful effects on humans and the environment.
В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO2) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).Chemically modified silicas (SiO 2 ) are used as Polysil and, depending on the modification method, hydrophobic (Polysil-P1) and diphilic (Polysil-DF) are used.
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO2) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).Polysil is a trademark of chemically modified silicas (SiO 2 ) (Trademark "Polysil", certificate No. 199999 of December 6, 2000).
В качестве комплексона используют аминополикарбоновые кислоты и их производные, например нитрилотриуксусную кислоту (НТУК) или этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДАТУК), или двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), а также диэтилентриаминпентоуксусную кислоту (ДЭТАПУК), или транс-1,2-диаминциклогексатетрауксусную кислоту (ДАГТУК).As chelator used aminopolycarboxylic acids and derivatives thereof, for example nitrilotriacetic acid (NTA) or ethylenediamine tetraacetic acid (EDATUK) or the disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid (EDATUK NAM) and dietilentriaminpentouksusnuyu acid (DETAPUK) or trans-1,2-diamintsiklogeksatetrauksusnuyu acid (DAGTUK).
В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марок Сульфонол НП-1 и Сульфонол НП-3, выпускающиеся в ПО «Авангард», г.Стерлитамак и в НПП «Икар», г.Уфа (АО «Уфанефтехим»), на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, например Сульфонат (СНС) по ТУ 6-00-763450-86-89 или рафинированная алкиларилсульфонатная паста (РАС) по ТУ 38.602-22-19-90, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ9-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-7, ОП-10 или ОП-20, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД по ТУ 2483-015-17197708-97 или Нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197708-00, или Нефтенол ВКС по ТУ 2483-048-17197708-99, или Нефтенол К - ПАВ для кислотных обработок, выпускающиеся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», или буферную жидкость марки МБП-М-100 на основе полифосфатов (ГМФН и ТПФН до 0,5%) или неонол АФ-12 или АФ-25 (до 0,5%), выпускающий НПО «Бурение», или Оксифос КД-6 или Оксифос Б - фосфатсодержащие анионные ПАВ, водорастворимые катионные ПАВ марок ИВВ-1 или Катапин (марок А, К и КИ), аминный модификатор марки АМ-1.Anionic surfactants are used as water-soluble surfactants, for example, surfactants of the Sulfonol NP-1 and Sulfonol NP-3 brands, produced by Avangard Production Association, Sterlitamak and Ikar Scientific Production Enterprise, Ufa (Ufaneftekhim JSC), CJSC “Bursintez-M”, or sulfonates of different grades, for example, Sulfonate (SNA) according to TU 6-00-763450-86-89 or refined alkylarylsulfonate paste (RAS) according to TU 38.602-22-19-90, as well as water-soluble nonionic surfactants, e.g. nonylphenol, oxyethylated 12 moles of ethylene oxide (AF 9 -12), produced on TU-2483-077-05766801-98 on Tatneft "commodity form or its 3,4-CHO, for nonionic surfactants of the OP-7, OP-10 or OP-20 brand, or a mixture of anionic and nonionic water-soluble surfactants, for example, VVD Neftenol according to TU 2483-015-17197708-97 or ML Neftenol according to TU 2481-056-17197708-00, or Neftenol VKS according to TU 2483-048-17197708-99, or Neftenol K - surfactant for acid treatments, manufactured by AOZT "HIMEKO-GANG", or buffer fluid brand MBP-M-100 based on polyphosphates (HMF and TPFN up to 0.5% ) or neonol AF-12 or AF-25 (up to 0.5%), produced by NPO Burenie, or Oksifos KD-6 or Oksifos B - phosphate-containing anionic surfactants, water-soluble cationic surfactants of the IVV-1 or Katapin brands (brands A, K and K ) Amine modifier AM-1 grade.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимыми по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», или новый моющий препарат марки «МЛ-Супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000, а также ПАВ марки ПДК-515 на основе НПАВ и азотсодержащей добавки, выпускаемый Урусинским опытным заводом «Соихнефтепромхим», или НПАВ марок Превоцел, Проксанол, Сепарол, или Синтанол ДТ-7, Синтанол ДС-10, или препарат ОС-20.In addition, mixtures of water-oil-soluble surfactants in the form of ready-made compositions, for example, detergents MP-80, or ML-81B (winter version of ML-80) containing a mixture of water-soluble anionic surfactants, are used as a surfactant for treating bottom-hole zones of injection wells (23 -28%) and non-ionic oil-soluble surfactants (12 wt.%) Produced in accordance with TU 2481-007-50622652-99-2002 at ZAO NPF Bursintez-M, or a new detergent preparation of the ML-Super brand, manufactured by " Delta-Prom ”in Samara in accordance with TU 2383-002-51881692-2000, as well as surfactants of PDK-515 grade based on N AB and the nitrogen-containing additive sold Urusinskim pilot plant "Soihneftepromhim" or nonionic surfactant marks Prevotsel, proxanol, Separol or Sintanol DT 7 Sintanol CP-10 or OC-20 formulation.
В качестве сшивателя используют соли поливалентных металлов - трехвалентные соли, например ацетаты, хлориды, нитраты, цитраты хрома, алюминия, хромово-калиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), а также соли в окисленной форме, например хроматы, бихроматы.Polyvalent metal salts are used as a crosslinker - trivalent salts, for example, acetates, chlorides, nitrates, chromium, aluminum citrates, potassium chromium alum (CCC), chromium alum waste (OHC), as well as salts in oxidized form, such as chromates, dichromates.
Кислотные обработки являются основными методами восстановления и повышения производительности скважин, снижения фильтрационных сопротивлений движению нефти в призабойной зоне пласта за счет растворения привнесенного кольматирующего материала и слагающих коллектор минералов.Acid treatments are the main methods of restoration and increase of productivity of wells, reduction of filtration resistance to oil movement in the bottomhole formation zone due to dissolution of the introduced clogging material and minerals composing the reservoir.
Кислотная обработка включает закачивание в пористую среду композиций, содержащих кислоту, под давлением ниже давления гидроразрыва пласта.Acid treatment involves pumping acid-containing compositions into a porous medium at a pressure below the fracture pressure.
Кислотная композиция растворяет определенную часть пористой среды и часть кольматирующего материала, тем самым очищая каналы породы - коллекторы и естественные поры пласта.The acid composition dissolves a certain part of the porous medium and part of the clogging material, thereby cleaning the rock channels - reservoirs and natural pores of the formation.
Кислотная обработка терригенных коллекторов в первую очередь направлена на растворение минералов, снижающих проницаемость приствольной зоны, а не на создание новых проницаемых каналов, как в случае с карбонатами.The acid treatment of terrigenous reservoirs is primarily aimed at dissolving minerals that reduce the permeability of the near-stem zone, and not at creating new permeable channels, as is the case with carbonates.
Кроме основных кварцевых песчинок, терригенные коллектора содержат другие химические соединения кремнеалюминиевой кислоты, находящиеся в поровом пространстве и кольматирующие его. Иногда песчаники содержат карбонаты, окиси и гидроокиси металлов, сульфаты, сульфиды или хлориды и аморфную двуокись кремния. Они могут кольматироваться буровым или тампонажным раствором, а также составами, которые используются при ремонтных работах на скважине.In addition to the main quartz grains of sand, terrigenous reservoirs contain other chemical compounds of silicic aluminum located in the pore space and clogging it. Sandstones sometimes contain carbonates, metal oxides and hydroxides, sulfates, sulfides or chlorides, and amorphous silicon dioxide. They can be clogged with drilling or grouting fluid, as well as compositions that are used during repair work on the well.
В настоящее время для кислотных обработок используют соляную, плавиковую, серную, уксусную, их композиции и некоторые другие кислоты.At present, hydrochloric, hydrofluoric, sulfuric, acetic, their compositions, and some other acids are used for acid treatments.
Фтористоводородная кислота (HF) - единственная традиционно используемая кислота, растворяющая кремнистые минералы. Поэтому составы, используемые при кислотной обработке терригенных коллекторов, включают фтористоводородную кислоту. Наиболее часто используемые кислотные композиции представлены глинокислотой (грязевой кислотой), смесью соляной и фтористоводородной кислот в различных пропорциях.Hydrofluoric acid (HF) is the only traditionally used acid that dissolves siliceous minerals. Therefore, the compositions used in the acid treatment of terrigenous reservoirs include hydrofluoric acid. The most commonly used acidic compositions are represented by clay acid (mud acid), a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids in various proportions.
Кроме традиционно используемых для интенсификации вышеуказанных кислот, используют и другие композиции.In addition to the traditionally used to intensify the above acids, other compositions are also used.
Известны составы на основе сульфаминовой кислоты, в том числе и наш прототип, которые обладают пониженной скоростью взаимодействия с породой, низкой коррозионной активностью и не образуют осадков сульфатов при повышенной температуре.Known compositions based on sulfamic acid, including our prototype, which have a reduced rate of interaction with the rock, low corrosivity and do not form sulfate precipitates at elevated temperatures.
Предлагаемый состав и прототип содержат фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония и сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного. При таком соотношении компонентов в результате химической реакции между компонентами образуется фтористоводородная кислота и аммониевая соль сульфаминовой кислоты, которая за счет гидролиза и сложных процессов комплексообразования позволяет поддерживать рН 1-2 до полной нейтрализации фтористоводородной кислоты. Сульфаминовая кислота в свободном виде отсутствует, поэтому не образуются осадки сульфатов, которые образуются за счет гидролиза сульфаминовой кислоты при повышенной температуре.The proposed composition and prototype contain ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium bifluoride-fluoride and sulfamic acid in an amount of not more than equimolecular. With this ratio of components, as a result of a chemical reaction between the components, hydrofluoric acid and the ammonium salt of sulfamic acid are formed, which, due to hydrolysis and complex complexation processes, allows maintaining a pH of 1-2 until the complete neutralization of hydrofluoric acid. Sulfamic acid in its free form is absent, therefore, no precipitation of sulfates is formed, which are formed due to the hydrolysis of sulfamic acid at elevated temperatures.
В отличие от прототипа предлагаемые варианты состава: кислотного водного и сухокислотного состава дополнительно содержат водорастворимый полимер, высокодисперсный гидрофобный материал и комплексон, а сухокислотный вариант состава вместо воды содержит утяжелитель и прессуется в виде стержней. В качестве утяжелителя используют соли бария, кальция, натрия и калия.In contrast to the prototype, the proposed composition options: acidic water and dry acid composition additionally contain a water-soluble polymer, a highly dispersed hydrophobic material and complexon, and the dry acid version of the composition instead of water contains a weighting agent and is pressed in the form of rods. As a weighting agent, salts of barium, calcium, sodium and potassium are used.
Предлагаемые варианты состава могут содержать поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ, а также сшиватель для получения сшитого геля (полимера с поперечными связями).The proposed compositional options may contain a surfactant or a surfactant mixture, as well as a crosslinker to produce a crosslinked gel (cross-linked polymer).
Одним из способов замедления реакционной способности кислоты является повышение вязкости составов. Для повышения реологических и флокулирующих свойств предлагаемого состава используют вышеуказанные полимерные реагенты, обладающие химической стабильностью, сохраняющие высокие вязкостные характеристики с повышением температуры, совместимы с другими реагентами в составе, технологичны при приготовлении состава.One way to slow the reactivity of an acid is to increase the viscosity of the compositions. To increase the rheological and flocculating properties of the proposed composition, the above polymer reagents are used, which have chemical stability, maintain high viscosity characteristics with increasing temperature, are compatible with other reagents in the composition, and are technologically advanced in preparing the composition.
В качестве водорастворимого полимера для загущения кислотного состава используют ПАА как отечественного производства, например ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91 в виде порошка и в виде гранул с ММ выше 107 и термостойкостью до 130°С, так и импортного производства, например, анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, термостоек до 150°С, анионные полимеры целлюлозного ряда - КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, ГЭЦ - гидрооксиэтилцеллюлоза, МЦ - метилцеллюлоза, ОЭЦ - осиэилированная целлюлоза, поливиниловый спирт (пвс), полимерный реагент ПС - полимерная смесь производных полисахаридов, термостойкая до 150°С, полимеры марок Полицел и другие вышеуказанные полимеры.As a water-soluble polymer for thickening the acid composition, PAA of both domestic production is used, for example, PAA, produced in accordance with TU 6-01-1049-91 in the form of powder and in the form of granules with an MM higher than 10 7 and heat resistance up to 130 ° C, and imported for example, an anionic polymer of the EZ-mud DP brand, an analogue of PAA, is heat-resistant up to 150 ° C, anionic polymers of the cellulose series - KMTs-500, KMTs-600, KMTs-700, HEC - hydroxyethyl cellulose, MTs - methyl cellulose, OEC - axially aerated cellulose, polyvinyl alcohol (pvs), PS polymer reagent - polymer blend one polysaccharide, heat-resistant up to 150 ° С, polymers of Polycel brands and other above-mentioned polymers.
Загущение кислоты полимерами способствует снижению скорости ее реакции с породой и проникновения кислоты из трещины в матрицу породы. Кроме того, макромолекулы полимера флокулируют кольматирующие частицы, что не дает им оседать в пласте.The thickening of the acid with polymers helps to reduce the rate of its reaction with the rock and the penetration of acid from the crack into the rock matrix. In addition, the macromolecules of the polymer flocculate the clogging particles, which prevents them from settling in the formation.
Термостойкость растворов вышеуказанных полимеров, введенных в предлагаемый состав, увеличивает термостойкость предлагаемых кислотного или сухокислотного вариантов состава.The heat resistance of the solutions of the above polymers introduced into the proposed composition increases the heat resistance of the proposed acid or dry acid variants of the composition.
Предлагаемый состав содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) вышеуказанных марок в количестве 0,1-3,0 мас.%.The proposed composition contains highly dispersed hydrophobic material (WGM) of the above grades in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц (ВДГМ) увеличивает гидрофобизацию поровых каналов, которая увеличивает краевой угол смачивания и тем самым уменьшает капиллярное давление на границе вода/нефть. Введенный в состав высокодисперсный гидрофобный материал эффективно гидрофобизирует поверхность пор, в результате чего уменьшается количество капиллярно-защемленной в них воды и при впитывании, и при дренировании, что способствует более полному восстановлению фазовой проницаемости по нефти.As a result of fixation in the pore volume due to the fine particle size (WGM), it increases the hydrophobization of the pore channels, which increases the wetting angle and thereby reduces the capillary pressure at the water / oil interface. The highly dispersed hydrophobic material introduced into the composition effectively hydrophobizes the pore surface, as a result of which the amount of capillary-pinched water in them decreases during absorption and drainage, which contributes to a more complete restoration of the phase permeability of oil.
Высокодисперсный гидрофобный материал, проникая в поры коллекторов, предотвращает набухание глинистых силикатных минералов и уменьшает кольматацию коллекторов, так как предотвращает образование кремнегелей, которые являются продуктом реакции кислоты с цементным камнем.A highly dispersed hydrophobic material, penetrating into the pores of the reservoirs, prevents the swelling of clay silicate minerals and reduces the colmatation of the reservoirs, as it prevents the formation of silica gels, which are the product of the reaction of acid with cement stone.
В результате гидрофобизации поверхности породы коллекторов увеличивается фазовая проницаемость породы для нефти и отработанного кислотного состава.As a result of hydrophobization of the rock surface of the reservoir, the phase permeability of the rock to oil and spent acid composition increases.
По мере нейтрализации кислот и повышения рН раствора в терригенных коллекторах возникает опасность образования осадков гидроокиси железа, кроме того, в результате реакции кислот с сульфатами и глинами, а также цементами быстро расходуются кислоты, и происходит накопление трудноизвлекаемых осадков, например CaF2 и геля кремниевой кислоты.As acids are neutralized and the pH of the solution increases in terrigenous reservoirs, there is a risk of precipitation of iron hydroxide, in addition, acids are rapidly consumed as a result of the reaction of acids with sulfates and clays, as well as cements, and hard-to-recover sediments accumulate, for example, CaF 2 and silicic acid gel .
Поэтому предлагаемый состав содержит комплексон в количестве 0,1-3,0 мас.%.Therefore, the proposed composition contains complexon in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
Эффективность использования комплексонов, перечисленных выше, заключается в том, что они образуют со многими катионами хорошо растворимые в воде слабодиссоциированные комплексные соединения.The effectiveness of the use of the complexones listed above is that they form, with many cations, slightly soluble weakly dissociated complex compounds in water.
Особенно важно то, что образующиеся слабодиссоциированные комплексные соединения увязывают катионы, которые образуют соли жесткости, например соли катионов Ca2+, Mg2+, Fe3+ и другие катионы, которые часто выпадают в осадок и откладываются на поверхности коллекторов и в порах пласта.It is especially important that the resulting weakly dissociated complex compounds bind cations that form hardness salts, for example, salts of cations Ca 2+ , Mg 2+ , Fe 3+ and other cations, which often precipitate and deposit on the surface of reservoirs and in the pores of the formation.
Кроме того, ПАВ содержащие реагенты можно дополнительно использовать в качестве ингибиторов солеотложений, например, буферную жидкость марки МБП-М-100 на основе полифосфатов (триполифосфатов и гексаметафосфатов натрия) и НПАВ марок неонол АФ-12 или неонол АФ-25, а также ПАВ марок Оксифос КД-6 или Оксифос Б, содержащие фосфатсодержащие анионные ПАВ.In addition, surfactants containing reagents can be additionally used as scale inhibitors, for example, MBP-M-100 grade buffer fluid based on polyphosphates (sodium tripolyphosphates and sodium hexametaphosphates) and neonol AF-12 or neonol AF-25 grades, as well as surfactant grades Oksifos KD-6 or Oksifos B containing phosphate-containing anionic surfactants.
Предлагаемый состав может содержать сшиватель - соли поливалентных металлов, в качестве которых используют как трехвалентные соли, например ацетаты, хлориды, нитраты, цитраты хрома, алюминия, так и соли в окисленной форме - хроматы, бихроматы.The proposed composition may contain a crosslinker - salts of polyvalent metals, which are used as trivalent salts, for example acetates, chlorides, nitrates, citrates of chromium, aluminum, and salts in oxidized form - chromates, dichromates.
Сшиватель используют для получения сшитого геля (полимера с поперечными связями). Сшитые кислотные гели позволяют получать высоковязкие композиции, которые способны замедлить скорость реакции кислоты и снизить потери кислоты в результате низких фильтрационных потерь.A crosslinker is used to produce a crosslinked gel (crosslinked polymer). Crosslinked acid gels make it possible to obtain highly viscous compositions that are able to slow down the rate of acid reaction and reduce acid losses as a result of low filtration losses.
Предлагаемые варианты кислотного водного и сухокислотного состава могут содержать поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ для увеличения моющей способности и повышения его проникающей способности. Кроме того, добавление ПАВ в состав снижает поверхностное натяжение на границе отработанный кислотный состав - нефть для обеспечения более полного извлечения продуктов реакции из пласта.The proposed options for acidic water and dry acid composition may contain a surfactant or surfactant mixture to increase the washing ability and increase its penetrating ability. In addition, the addition of a surfactant to the composition reduces the surface tension at the boundary of the spent acid composition - oil to ensure a more complete extraction of reaction products from the formation.
В предлагаемом составе в качестве ПАВ используют анионные ПАВ:In the proposed composition as a surfactant use anionic surfactants:
сульфонол или сульфонаты, неионогенные ПАВ марок неонол АФ9-12, либо его товарную форму СНО-3,4; либо НПАА марок ОП-7 или ОП-10, или ОП-20 или Превоцел; катионное ПАВ марки ИВВ-1; или смесь анионных и неионогенных ПАВ марок МЛ-80, МЛ-81Б или «МЛ-Супер», или смесь ПАВ марки ПДК-515 на основе НПАВ и азотсодержащей добавки. Кроме того, используют новые синтезированные и промышленно освоенные новые фосфатсодержащие ПАВ: эфирокс или фосфол-10, оксифос или оксифос-Б, ПАВ марки МБП-М-100 на основе смеси полифосфатов и неонола АФ-12 или неонола АФ-25, которые обладают высокой устойчивостью моющего действия в условиях глинонасыщения и ингибируют солеотложение в коллекторах.sulphonol or sulfonates, nonionic surfactants neonol AF marks 9 -12 or its marketable form CHO-3,4; or NPAA grades OP-7 or OP-10, or OP-20 or Prevocel; cationic surfactant brand IVV-1; or a mixture of anionic and nonionic surfactants of the ML-80, ML-81B or ML-Super brands, or a mixture of surfactants of the PDK-515 brand based on nonionic surfactants and a nitrogen-containing additive. In addition, they use new synthesized and industrially developed new phosphate-containing surfactants: etherox or phosphol-10, oxyphos or oxyphos-B, surfactants of the brand MBP-M-100 based on a mixture of polyphosphates and neonol AF-12 or neonol AF-25, which have a high resistance to washing under clay saturation conditions and inhibit scaling in collectors.
Предлагаемый состав можно готовить в виде двух вариантов приготовления: в виде кислотной водной композиции и в сухом виде, при этом вместо воды добавляют утяжелитель, в качестве которого используют соли вышеуказанных металлов.The proposed composition can be prepared in the form of two cooking options: in the form of an acidic aqueous composition and in dry form, while instead of water, a weighting agent is added, which is used as the salt of the above metals.
Кислотную водную композицию готовят путем тщательного перемешивания согласно рецептуре компонентов: фторида аммония или бифторида аммония, или бифторида-фторида аммония с сульфаминовой кислотой, с водорастворимым полимером, с высокодисперсным гидрофобным материалом, комплексоном и водой в вышеуказанных соотношениях.An acidic aqueous composition is prepared by thorough mixing according to the formulation of the components: ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium fluoride bifluoride with sulfamic acid, with a water-soluble polymer, with a highly dispersed hydrophobic material, complexon and water in the above proportions.
По второму варианту состав готовят в сухом виде путем тщательного перемешивания согласно рецептуре компонентов: фторида аммония или бифторида аммония, или бифторида-фторида аммония с сульфаминовой кислотой, с водорастворимым полимером, с высокодисперсным гидрофобным материалом, комплексоном в вышеуказанных соотношениях, при этом вместо воды используют утяжелитель, в качестве которого используют соли бария, кальция, натрия и калия. Для этого загружают компоненты в пресс-форму и прессуют сухую массу в виде стержней или таблеток необходимых размеров. Состав готов для дальнейшего применения.According to the second variant, the composition is prepared in dry form by thorough mixing according to the recipe of the components: ammonium fluoride or ammonium bifluoride, or ammonium fluoride with sulfamic acid, with a water-soluble polymer, with a highly dispersed hydrophobic material, a complexon in the above ratios, with a weighting agent instead of water , which is used as a salt of barium, calcium, sodium and potassium. For this, the components are loaded into the mold and the dry mass is pressed in the form of rods or tablets of the required size. The composition is ready for further use.
Оба варианта предлагаемого состава могут содержать поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ и сшиватель в вышеуказанном соотношении.Both variants of the proposed composition may contain a surfactant or a mixture of surfactants and a crosslinker in the above ratio.
Для определения повышения проницаемости коллекторов и увеличения их нефтевытесняющей способности после закачки предлагаемого состава в виде кислотной водной композиции были проведены фильтрационные исследования, а также в виде стержней сухокислотным вариантом состава были проведены обработки добывающих скважин Радаевского и Благодаровского месторождений.To determine the increase in the permeability of the reservoirs and increase their oil-displacing ability after pumping the proposed composition in the form of an acidic aqueous composition, filtration studies were carried out, and production wells of the Radaevskoye and Blagodarovskoye fields were treated in the form of rods with a dry-acid composition.
Пример 1. Для приготовления заявляемого состава в виде кислотного раствора, содержащего в мас.%: фторид аммония 0,56-18,50; или бифторид аммония 0,43-14,25; или бифторид-фторид аммония 0,51-17,00 и сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве, водорастворимый полимер 0,3-5,0; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0, комплексон 0,1-3,0 и воду - остальное.Example 1. For the preparation of the claimed composition in the form of an acid solution containing in wt.%: Ammonium fluoride 0.56-18.50; or ammonium bifluoride 0.43-14.25; or ammonium bifluoride fluoride 0.51-17.00 and sulfamic acid in an equimolecular amount, a water-soluble polymer of 0.3-5.0; fine hydrophobic material 0.1-3.0, complexone 0.1-3.0 and water - the rest.
Композиции 1, 3, 5, 7, 11, 15, 19, 22, 24 и 25 предлагаемого состава содержат ПАВ или смесь ПАВ в количестве 0,05-3,5 мас.%; а композиции 1, 7, 15, 19, 24 и 25 сшиватель - соли поливалентных металлов в количестве 0,005-0,25 мас.%.Compositions 1, 3, 5, 7, 11, 15, 19, 22, 24 and 25 of the proposed composition contain a surfactant or a mixture of surfactants in an amount of 0.05-3.5 wt.%; and compositions 1, 7, 15, 19, 24, and 25 a crosslinker — salts of polyvalent metals in an amount of 0.005-0.25 wt.%.
Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 90°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 1,50-2,58 мкм2 (К1). Затем заявляемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения увеличения проницаемости.To filter the proposed composition, 220 mm long stainless steel columns with an inner diameter of 32 mm, equipped with shirts for thermostating, are filled in advance, which are filled with a mixture containing sandstones that are unevenly divided by interlayers of dense differences of silts and clays from the Bobrikovsky horizon field of the Visean tier of the Samara region. The models are saturated with water under vacuum, thermostatted at 90 ° C, and the initial fresh water core permeability is determined in a weighted manner, which amounted to 1.50-2.58 μm 2 (K 1 ). Then the claimed composition is filtered on a filtration plant in order to determine the increase in permeability.
Через колонку прокачивают один объем пор заявляемого состава, затем три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: К1/К2·100%.Through the column is pumped one pore volume of the claimed composition, then three pore volumes of the core of water. After that, determine the permeability to water (K 2 ). The increase in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after pumping the composition: K 1 / K 2 · 100%.
Состав-прототип содержит в мас.%: фторид аммония - 0,56-18,50 или бифторид аммония - 0,43-14,25 или бифторид-фторид аммония - 0,51-17,00 и сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве и воду остальное.The prototype composition contains in wt.%: Ammonium fluoride - 0.56-18.50 or ammonium bifluoride - 0.43-14.25 or ammonium bifluoride-fluoride - 0.51-17.00 and sulfamic acid in an equimolecular amount and water the rest.
Результаты фильтрации предлагаемых композиций состава и состава-прототипа (содержание компонентов показано в табл.1 и 2) представлены в табл.3.The filtering results of the proposed compositions of the composition and composition of the prototype (the contents of the components are shown in table 1 and 2) are presented in table 3.
Результаты фильтрации показывают, что после фильтрации заявляемого состава в виде кислотной водной композиции увеличение проницаемости составляет в 1,06-3,25 раза, а после фильтрации состава-прототипа - в 1,04-1,22 раза (см. табл.3).The filtration results show that after filtering the claimed composition in the form of an acidic aqueous composition, the increase in permeability is 1.06-3.25 times, and after filtering the prototype composition, it is 1.04-1.22 times (see table 3) .
Пример 2. Для приготовления предлагаемого состава в виде кислотного раствора, содержащего в мас.%: фторид аммония 0,56-18,50 или бифторид аммония 0,43-14,25; или бифторид-фторид аммония 0,51-17,00 и сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве, водорастворимый полимер 0,3-5,0; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0, комплексон 0,1-3,0 и воду - остальное.Example 2. For the preparation of the proposed composition in the form of an acid solution containing in wt.%: Ammonium fluoride 0.56-18.50 or ammonium bifluoride 0.43-14.25; or ammonium bifluoride fluoride 0.51-17.00 and sulfamic acid in an equimolecular amount, a water-soluble polymer of 0.3-5.0; fine hydrophobic material 0.1-3.0, complexone 0.1-3.0 and water - the rest.
Композиции 1, 3, 5, 7, 11, 15, 19, 22, 24 и 25 предлагаемого состава содержат ПАВ или смесь ПАВ в количестве 0,05-3,5 мас.%; а композиции 1, 7, 15, 19, 24 и 25 сшиватель - соли поливалентных металлов в количестве 0,005-0,25 мас.%.Compositions 1, 3, 5, 7, 11, 15, 19, 22, 24 and 25 of the proposed composition contain a surfactant or a mixture of surfactants in an amount of 0.05-3.5 wt.%; and compositions 1, 7, 15, 19, 24, and 25 a crosslinker — salts of polyvalent metals in an amount of 0.005-0.25 wt.%.
Состав-прототип содержит в мас.%: фторид аммония - 0,56-18,50 или бифторид аммония - 0,43-14,25; или бифторид-фторид аммония - 0,51-17,00 и сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве и воду - остальное.The prototype composition contains in wt.%: Ammonium fluoride - 0.56-18.50 or ammonium bifluoride - 0.43-14.25; or ammonium bifluoride-fluoride - 0.51-17.00 and sulfamic acid in an equimolecular amount and water - the rest.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 90°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.The oil-displacing ability of the proposed compositions is determined under the conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous reservoir, which is the above-described stainless steel core. The core is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, thermostatted at 90 ° C, and the core permeability to water is determined by the weight method.
После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м3 и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава, затем три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, oil is injected into the core under pressure until clean (without water) oil appears at the outlet, then the initial oil saturation of the core is determined. In the filtration works, natural oil is used with a density of 842 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.5 MPa · s at 20 ° C. The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. Then, one pore volume of the test composition is filtered through a core, then three pore volumes of water are determined, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации заявляемых составов и составов-прототипов по определению нефтевытесняющей способности их представлены в табл.4.The filtering results of the claimed compositions and prototype compositions for determining their oil-displacing ability are presented in table 4.
Пример 3. Заявляемый состав в виде сухокислотной композиции используют в промысловых условиях на нефтяном месторождении Радаевское в добывающей скважине №36, имеющей терригенный тип коллектора. Обрабатываемый интервал призабойной зоны пласта 5 м. Скважину ввели в эксплуатацию 6 лет назад и дебит скважины составлял 16 т/сут. Через 6 лет эксплуатации скважины дебит снизился до 4,8 т/сут.Example 3. The inventive composition in the form of a dry acid composition is used in the field at the Radaevskoye oil field in production well No. 36 having a terrigenous reservoir type. The treated interval of the bottom-hole zone of the formation is 5 m. The well was put into operation 6 years ago and the well production rate was 16 tons / day. After 6 years of operation, the flow rate decreased to 4.8 tons / day.
Для обработки терригенного коллектора готовят композицию состава, содержащего в мас.%: бифторида-фторида аммония 29,75; сульфаминовой кислоты 55,60; ПАА отечественного, выпускающегося по ТУ 6-01-1049-91, - 3,0; высокодисперсного гидрофобного материала - аэросила 3,0; комплексона - нитрилотриуксусную кислоту (НТУК) 3,0; ПАВ марки ОП-10 - 0,5, утяжелителя - нитрата бария остальное. Отформованные стержни или таблетки весят 6 г и имеют следующие параметры: 150 мм, диаметр 12 мм.To treat the terrigenous collector, a composition is prepared containing in wt.%: Ammonium fluoride-fluoride 29.75; sulfamic acid 55.60; PAA domestic, produced according to TU 6-01-1049-91, - 3.0; fine hydrophobic material - Aerosil 3.0; complexone - nitrilotriacetic acid (NTUK) 3.0; Surfactant grade OP-10 - 0.5, weighting agent - barium nitrate rest. Molded rods or tablets weigh 6 g and have the following parameters: 150 mm, diameter 12 mm.
На основании проведенных исследований получено, что на 1 м перфорированной мощности требуется от 6 до 18 стержней сухокислотного состава.Based on the studies, it was found that for 1 m of perforated power, 6 to 18 rods of dry acid composition are required.
Приготовленные стержни забрасывают во внутрь насосно-компрессорной трубы (НКТ) через сальник лубрикатор, установленный на устье скважины из расчета 12 стержней на 1 м обрабатываемого интервала: а именно, 12×5=60 стержней.The prepared rods are thrown into the inside of the tubing through a gland lubricator installed on the wellhead at the rate of 12 rods per 1 m of the processed interval: namely, 12 × 5 = 60 rods.
Скважину закрывают на выдержку на 8-10 часов, затем постепенно стравливают давление через НКТ или затрубное пространство, осуществляют вызов притока жидкости из пласта и вводят скважину в эксплуатацию.The well is shut off for 8-10 hours, then the pressure is gradually vented through the tubing or annulus, a flow of fluid from the reservoir is called, and the well is put into operation.
В результате обработки дебит скважины повысился с 4,8 т/сут до 14,7 т/сут. Продуктивность пласта повысилась в результате применения предлагаемого сухокислотного состава за счет очищения загрязненного коллектора ПЗП в 3,06 раза.As a result of processing, the well production rate increased from 4.8 t / day to 14.7 t / day. The productivity of the reservoir has increased as a result of the application of the proposed dry acid composition due to the purification of the contaminated reservoir PZP 3.06 times.
Пример 4. Заявляемый вариант сухокислотного состава используют в промысловых условиях на нефтяном месторождении Благодаровское в добывающей скважине №611, имеющей терригенный тип коллектора. Обрабатываемый интервал призабойной зоны пласта 8 м. Скважину ввели в эксплуатацию 5 лет назад и дебит скважины составлял 150 т/сут. Через 5 лет эксплуатации скважины дебит снизился до 50 т/сут.Example 4. The inventive version of the dry acid composition is used under field conditions at the Blagodarovskoye oil field in production well No. 611 having a terrigenous reservoir type. The processed interval of the bottom-hole zone of the formation is 8 m. The well was put into operation 5 years ago and the well production rate was 150 tons / day. After 5 years of well operation, the flow rate decreased to 50 tons / day.
Для обработки терригенного коллектора готовят композицию состава, содержащего в мас.%: бифторида аммония 28,5; сульфаминовой кислоты 54,86, полимера КМЦ-600 - 5,0; высокодисперсного гидрофобного материала - Полисила ДФ - 1,0; комплексона: двунатриевую соль этилендиаминпентоуксусной кислоты (ДН ЭДАТУК) -1,5; в качестве ПАВ буферную жидкость марки МБП-М-100 - 3,0, утяжелителя - хлорида кальция остальное. Отформованные стержни весят 6 г и имеют следующие параметры: 150 мм, диаметр 12 мм. В обрабатываемый интервал ПЗП бросают приготовленные стержни из расчета 10 стержней на 1 м обрабатываемого интервала: а именно, 10×8=80 стержней.To treat the terrigenous reservoir, a composition is prepared containing in wt.%: Ammonium bifluoride 28.5; sulfamic acid 54.86, polymer KMTS-600 - 5.0; fine hydrophobic material - Polysil DF - 1,0; complexone: disodium salt of ethylenediamine pentoacetic acid (DN EDATUK) -1.5; as a surfactant, the buffer fluid of the MBP-M-100 brand is 3.0, and the weighting agent is calcium chloride. Molded rods weigh 6 g and have the following parameters: 150 mm, diameter 12 mm. Cooked rods are thrown into the processed PZP interval at the rate of 10 rods per 1 m of the processed interval: namely, 10 × 8 = 80 rods.
Скважину останавливают на выдержку на 8-10 часов, затем после выдержки вводят в эксплуатацию. Дебит скважины повысился с 50 т/сут до 130 т/сут. Продуктивность пласта повысилась в результате применения предлагаемого сухокислотного состава за счет очищения загрязненного коллектора ПЗП в 2,6 раза.The well is stopped for aging for 8-10 hours, then after aging put into operation. The flow rate of the well increased from 50 tons / day to 130 tons / day. The productivity of the reservoir has increased as a result of the application of the proposed dry acid composition due to the purification of the contaminated reservoir PZP 2.6 times.
Техническим результатом является увеличение эффективности кислотной обработки коллекторов за счет улучшения реологических свойств состава, снижения скорости реакции кислотного состава с породой и его коррозионной активности, повышения эффективности счистки коллекторов от кольматирующих твердых частиц за счет флокуляции их и удаления солеотложений, увеличения моющих свойств состава и гидрофобизации терригенных коллекторов для предотвращения образования кремнегелей в пристенном пространстве коллектора, которые являются продуктом реакции кислоты с цементным камнем, а также увеличения нефтевытесняющих свойств состава.The technical result is to increase the efficiency of acid treatment of reservoirs by improving the rheological properties of the composition, reducing the reaction rate of the acid composition with the rock and its corrosive activity, increasing the efficiency of cleaning collectors from clogging solid particles by flocculating them and removing scaling, increasing the washing properties of the composition and hydrophobization of terrigenous collectors to prevent the formation of silica gels in the wall space of the collector, which are products m reaction of acid with cement stone, as well as increasing the oil-displacing properties of the composition.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006135924/03A RU2337126C2 (en) | 2006-10-10 | 2006-10-10 | Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006135924/03A RU2337126C2 (en) | 2006-10-10 | 2006-10-10 | Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006135924A RU2006135924A (en) | 2008-04-20 |
| RU2337126C2 true RU2337126C2 (en) | 2008-10-27 |
Family
ID=39453668
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006135924/03A RU2337126C2 (en) | 2006-10-10 | 2006-10-10 | Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2337126C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456323C1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Treatment reagent for process liquids used during drilling and overhaul of wells |
| RU2482153C1 (en) * | 2011-09-13 | 2013-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" | Water well filter regeneration solution |
| RU2611796C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) |
| RU2652047C1 (en) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Dry-acid composition for bottomhole well zone treatment and scale removal |
| RU2652409C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for processing the surface zone of carbonate formation |
| RU2728401C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Acid treatment method of productive formation |
| RU2752461C1 (en) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Dry acid composition for acid treatment of collectors |
| RU2793057C1 (en) * | 2022-09-27 | 2023-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs |
-
2006
- 2006-10-10 RU RU2006135924/03A patent/RU2337126C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456323C1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Treatment reagent for process liquids used during drilling and overhaul of wells |
| RU2482153C1 (en) * | 2011-09-13 | 2013-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" | Water well filter regeneration solution |
| RU2611796C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) |
| RU2652047C1 (en) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Dry-acid composition for bottomhole well zone treatment and scale removal |
| RU2652409C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for processing the surface zone of carbonate formation |
| RU2728401C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Acid treatment method of productive formation |
| RU2752461C1 (en) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Dry acid composition for acid treatment of collectors |
| RU2793057C1 (en) * | 2022-09-27 | 2023-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs |
| RU2811129C1 (en) * | 2023-04-05 | 2024-01-11 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова" | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006135924A (en) | 2008-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2337126C2 (en) | Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) | |
| CN103436247B (en) | A kind of retarded acid acidizing fluid | |
| CN107721228A (en) | A kind of preparation method of hydrated calcium silicate early strength agent | |
| JP2020532627A (en) | Enhanced high temperature crosslinked crushing fluid | |
| RU2351630C2 (en) | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| CN106542534A (en) | A kind of method of impurity natrium in de-sodium agent removing afwillite | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| CA1169340A (en) | Method of and solvent for removing inorganic fluoride deposits | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| RU2386803C1 (en) | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector | |
| RU2614994C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone | |
| EA007769B1 (en) | Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone | |
| RU2312880C1 (en) | Stabilizer for collector properties of oil formation | |
| RU2717851C1 (en) | Reagent composition for dissolving sulfate colmatant | |
| RU2132458C1 (en) | Liquid for hydraulic breakage of bed | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2323243C1 (en) | Solid reagent for acid treatment of well and process of acid treatment of well, preferably water-supply well | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| RU2728401C1 (en) | Acid treatment method of productive formation | |
| CN106186029B (en) | A kind of inorganic modified method of desulfurated plaster for alkaline land improving | |
| RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
| RU2103311C1 (en) | Drilling mud | |
| CN116622363B (en) | Deep acidification method for petroleum exploitation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110329 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171011 |