RU2543224C2 - Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением - Google Patents
Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543224C2 RU2543224C2 RU2013113657/03A RU2013113657A RU2543224C2 RU 2543224 C2 RU2543224 C2 RU 2543224C2 RU 2013113657/03 A RU2013113657/03 A RU 2013113657/03A RU 2013113657 A RU2013113657 A RU 2013113657A RU 2543224 C2 RU2543224 C2 RU 2543224C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- formation
- carbonate
- treatment
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны терригенных и карбонатных коллекторов, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), а также неоднородных коллекторов, и может быть использовано в процессе интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин, а также при большеобъемных кислотных обработках и гидравлическом разрыве пласта с использованием кислотных растворов.
Известно, что кислотные составы, содержащие органические растворители, обладают свойством выравнивать скорости реакции в пласте: замедлять скорости реакции в водонасыщенных пропластках и ускорять их в нефтенасыщенных пропластках, за счет нефтеотмывающих свойств этих растворителей [Смыков В.В. Ресурсо- и энергосберегающие технологии добычи нефти на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Альметьевск. - 2000].
Недостатком применения указанных составов в низкопроницаемых коллекторах является то, что использование данных составов приводит к кольматированию коллектора за счет образования осадков и эмульсий при контакте кислотного состава и пластовых флюидов, а также за счет вторичного осадкообразования [Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас «Тенденции в кислотной обработке матрицы», Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31 ].
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта следующего компонентного состава, % масс.:
| Алкилбензолсульфокислота | 3,5-5,5 |
| Препарат ОС-20 | 2,5-5,5 |
| Хлорсодержащий реагент: | |
| хлорид аммония | 3,5-6,5 |
| 24% ингибированная соляная кислота | 14,0-18,0 |
| Метанол | 12,0-16,0 |
| Сивушное масло | 4,0-8,0 |
| Уксусная кислота | 6,0-12,0 |
| Лимонная кислота | 2,5-4,5 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,1-0,5 |
| Пресная вода | остальное, |
и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, который включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используется 1,5-3,0% раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием 1,0-3,0 м3 указанной буферной жидкости и последующую закачку жидкости для продавки в объеме НКТ, в качестве которой используется раствор пресной или минерализованной воды или водо-нефтяная эмульсия или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, при этом в качестве кислотного состава используется указанный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24% раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении кислотный состав: пресная вода или 3-24% раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9, соответственно (прототип) [Патент РФ №2407769, опубликован 27.12.2010, бюл. №36].
Недостатком указанного состава и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта является высокая скорость коррозии стали при повышенной температуре, что может привести к проблемам - высокой скорости коррозии подземного оборудования при использовании этого состава в пластах с пластовой температурой 90°С и выше, а также неэффективность его применения в неоднородных коллекторах за счет низкой вязкости закачиваемого кислотного раствора.
Изобретение направлено на создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, а также способа обработки неоднородных коллекторов с применением в качестве жидкости-отклонителя углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н», а в качестве кислотного раствора - разработанного кислотного состава, что позволит значительно увеличить эффективность кислотной обработки в неоднородном карбонатном, терригенном или смешанном коллекторе.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий соляную кислоту, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, лимонную кислоту, уксусную кислоту, метиловый спирт, препарат ОС-20, ингибитор коррозии типа «РОСУ-118» и воду, который дополнительно содержит уротропин и может содержать фтористо-водородную кислоту и стабилизатор железа типа «Ферикс» при следующем соотношении компонентов:
| Соляная кислота (24% или 36%) | 25,0-50,0 |
| Алкилбензолсульфокислота | 0,1-2,0 |
| Уксусная кислота | 3,0-12,0 |
| Лимонная кислота | 0,5-3,0 |
| Фтористо-водородная кислота (40%) | 0,0-7,5 |
| Препарат ОС-20 | 0,5-2,5 |
| Метанол | 3,0-10,0 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 1,0-5,0 |
| Уротропин | 0,1-3,0 |
| Стабилизатор железа «Ферикс» | 0,0-5,0 |
| Вода | остальное, |
и способ кислотной обработки коллекторов, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2, соответственно, в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для исследований использовались:
1. Кислота соляная ингибированная, содержащая 24% масс. соляной кислоты (НСl), выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97 и кислота синтетическая техническая, содержащая 36% масс. НСl, выпускается по ГОСТ 857-95.
2. Алкилбензолсульфокислота, марка А, содержащая 97,0% масс. основного вещества, выпускается по ТУ 2481-036-04689375.
3. Уксусная кислота, содержащая не менее 99,5% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 19814-74.
4. Лимонная кислота, «ч.», содержащая не менее 99,0% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 3652-69.
5. Фтористоводородная кислота (HF), содержащая 40% масс. HF, выпускается по ГОСТ 10484-78.
6. Препарат ОС-20, марка А, представляет собой этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C16-C18, выпускается по ГОСТ 10730-82.
7. Метанол с концентрацией 99,9%, выпускается по ГОСТ 2222-95.
8. Ингибитор коррозии «ИКУ-118», представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.
9. Уротропин с концентрацией 98,0%, выпускается по ГОСТ 1381-73.
10. Стабилизатор железа «Ферикс», представляет собой композицию на основе солей органических кислот, выпускается по ТУ 2458-023-54651030-2007.
11. Нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ20=841 кг/м3 и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм2/c.
12. Керосин ТС.
13. Модель пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью - 1023 кг/м3, общая минерализация - 43,10 г/л.
14. Пресная вода.
Примеры приготовления кислотных составов
Пример 1
В стакане объемом 250 мл в 66,8 мл воды растворяют 0,5 г лимонной кислоты, 3,0 г метанола, 3,0 г уксусной кислоты, 25,0 г 24% соляной кислоты, 0,1 г алкилбензолсульфокислоты, 0,5 г препарата ОС-20, 1,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 0,1 г уротропина и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
| Вода | 66,8 |
| Соляная кислота (24%) | 25,0 |
| Алкилбензолсульфокислота | 0,1 |
| Уксусная кислота | 3,0 |
| Лимонная кислота | 0,5 |
| Препарат ОС-20 | 0,5 |
| Метанол | 3,0 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 1,0 |
| Уротропин | 0,1 |
Пример 2
В стакане объемом 250 мл в 38,5 мл воды растворяют 1,5 г лимонной кислоты, 6,5 г метанола, 7,5 г уксусной кислоты, 33,0 г 36% соляной кислоты, 1,0 г алкилбензолсульфокислоты, 1,5 г препарата ОС-20, 3,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 1,5 г уротропина, 3,5 г фтористо-водородной кислоты, 2,5 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
| Вода | 38,5 |
| Соляная кислота (36%) | 33,0 |
| Алкилбензолсульфокислота | 1,0 |
| Уксусная кислота | 7,5 |
| Лимонная кислота | 1,5 |
| Фтористо-водородная кислота (40%) | 3,5 |
| Препарат ОС-20 | 1,5 |
| Метанол | 6,5 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 3,0 |
| Уротропин | 1,5 |
| Стабилизатор железа «Ферикс» | 2,5 |
Пример 3
В стакане объемом 250 мл в 50,0 мл 36% соляной кислоты растворяют 3,0 г лимонной кислоты, 10,0 г метанола, 12,0 г уксусной кислоты, 2,0 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 5,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 3,0 г уротропина, 7,5 г фтористо-водородной кислоты, 5,0 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
| Соляная кислота (36%) | 50,0 |
| Алкилбензолсульфокислота | 2,0 |
| Уксусная кислота | 12,0 |
| Лимонная кислота | 3,0 |
| Фтористо-водородная кислота (40%) | 7,5 |
| Препарат ОС-20 | 2,5 |
| Метанол | 10,0 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 5,0 |
| Уротропин | 3,0 |
| Стабилизатор железа «Ферикс» | 5,0 |
Пример 4 (прототип, состав №3 в таблице №1)
В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г 24% соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
| Вода | 37,9 |
| Хлорид аммония | 3,5 |
| Лимонная кислота | 2,5 |
| Метанол | 16,0 |
| Сивушное масло | 8,0 |
| Уксусная кислота | 12,0 |
| Соляная кислота (24%) | 14,0 |
| Алкилбензолсульфокислота | 3,5 |
| Препарат ОС-20 | 2,5 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,1 |
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.
| Таблица 1 | |||||
| Содержание компонентов в кислотных составах | |||||
| № п/п | Компоненты, в расчете на основное вещество | Содержание в кислотном составе, % масс. | |||
| Номера примеров | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4(прототип) | ||
| 1 | Соляная кислота 24% | 25,0 | - | - | 14,0 |
| 2 | Соляная кислота 36% | - | 33,0 | 50,0 | - |
| 3 | Хлорид аммония | - | - | - | 3,5 |
| 4 | Алкилбензолсульфокислота | 0,1 | 1,0 | 2,0 | 3,5 |
| 5 | Уксусная кислота | 3,0 | 7,5 | 12,0 | 12,0 |
| 6 | Лимонная кислота | 0,5 | 1,5 | 3,0 | 2,5 |
| 7 | Фтористо-водородная кислота 40% | 0,0 | 3,5 | 7,5 | - |
| 8 | Препарат ОС-20 | 0,5 | 1,5 | 2,5 | 2,5 |
| 9 | Метанол | 3,0 | 6,5 | 10,0 | 16,0 |
| 10 | Сивушное масло | - | - | - | 8,0 |
| 11 | Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 1,0 | 3,0 | 5,0 | 0,1 |
| 12 | Уротропин | 0,1 | 1,5 | 3,0 | - |
| 13 | Стабилизатор железа «Ферикс» | 0,0 | 2,5 | 5,0 | - |
| 14 | Пресная вода | 66,8 | 38,5 | 0,0 | 37,9 |
Нижний предел концентрации алкилбензолсульфокислоты и препарата ОС-20 определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхний - экономической целесообразностью. Содержание органических кислот, соляной и фтористо-водородной кислоты определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Содержание метанола определяется требованиями к температуре застывания - не выше минус 35°С. Содержание уротропина и ингибитора коррозии определяется требованиями к скорости коррозии стали как при 20°С, так и при 90°С. Содержание стабилизатора железа «Ферикс» определяется способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с пластовой нефтью при содержании в кислоте ионов трехвалентного железа.
В лабораторных условиях определяются следующие свойства предлагаемого состава: способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе при 20 и 90°С; скорость растворения карбонатной породы, кварца и бентонитовой глины при температуре 90°С, характерной для месторождений Западной Сибири.
Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков асфальто-смоло-парафиновых веществ при смешении с углеводородной фазой определяется по разделению водной и углеводородной фаз после встряхивания равных объемов углеводородной фазы и кислотного состава, содержащего 5000 ppm ионов Fe3+ в градуированной пробирке с последующим нагревом до 90°С (пластовая температура) и выдерживанием при заданной температуре в течение 30 минут с последующим проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования эмульсии происходит неполное разделение системы на фазы, а при выделении осадков происходит осаждение осадков на сите после проливания через него содержимого пробирки.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определяется при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.
Скорость коррозии стали, г/м2·ч, определяется в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°С и в течение 1 часа при 90°С.
Растворяющая способность предлагаемого состава и состава по прототипу по отношению к породе исследуется на примере растворения карбонатной породы (для состава без содержания HF) или кварца (для состава, содержащего HF) и бентонитовой глины при температуре 90°С.
Испытания по растворению карбонатной породы или кварца проводятся по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см2) кубика породы, имеющего стороны 16-20 мм, или кварцевого цилиндра диаметром 10 и длиной 20 мм. После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы или цилиндры помещаются в сушильный шкаф, где выдерживаются в течение двух часов, а затем взвешиваются на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливается в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружаются кубики или цилиндры на фиксированное время контакта - 60, 120 и 240 минут.
После истечения времени контакта образца породы он извлекается из раствора, промывается дистиллированной водой и помещается в сушильный шкаф на два часа. Это позволяет наблюдать растворение карбонатной породы и кварца по мере расходования кислоты.
Растворимость в процентах рассчитывается по формуле:
Pп-(m1-m2)·100%/m1,
где m1 - масса кубика или цилиндра до опыта, г;
m2 - масса кубика или цилиндра после опыта, г.
Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины используются три бумажных фильтра и три навески глины по 2,0 г. Навески сушатся до постоянной массы при температуре 105°С, затем глина переносится на бумажный фильтр и взвешивается на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает массу навески в граммах. Фильтры с глиной помещаются в тефлоновую воронку, установленную на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл, затем вся система помещается в термошкаф. В течение 15 минут испытуемый раствор нагревается в тефлоновом стаканчике при температуре 90°С, затем в первую воронку наливается раствор и в течение 5 минут происходит растворение навески глины, при этом часть раствора отфильтровывается. Полученный фильтрат переносится во вторую воронку для растворения следующей навески глины, продолжительность второго фильтрования составляет 10 минут. Далее фильтрат переносится для растворения третьей навески глины, продолжительность фильтрования которой составляет 15 минут.
После фильтрования отработанная глина порциями промывается дистиллированной водой в количестве 200 мл при температуре 90°С, затем образцы сушатся в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.
Растворимость глины в процентах рассчитывается по формуле:
Pг=(m1-m2)·100%/m1,
где m1 - масса глины до опыта, г;
m2 - масса глины после опыта, г.
В опытах использовалась нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ20=841 кг/м3 и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм2/с и керосин ТС-1. Результаты исследований представлены в таблице 2.
Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью и керосином ТС-1 эмульсии не образуются: смеси нефти (или ТС-1) и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице №1, а также их растворы в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно) после встряхивания полностью разделяются на водную и углеводородную фазы в течение 5-30 мин, а последующее проливание содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм не оставляет на нем следов.
| Таблица 2 | |||||||
| Свойства кислотных составов | |||||||
| № состава в таблице 1 | Межфазное натяжение на границе с ТС-1, мН/м | Скорость коррозии, г/м2·ч | Растворение карбонатной породы или кварца при 90°С | Растворение глины при 90°С | |||
| при 20°С | при 90°С | Время контакта, мин | Доля прореагировав- шей породы, % |
Время контакта, мин | Растворение глины, % | ||
| 1* | 0,16 | 0,14 | 13,2 | 60 120 240 |
1,96 4,63 6,51 |
15 | 4,36 |
| 2* | 0,15 | 0,12 | 10,2 | 60 120 240 |
0,35 0,84 1,99 |
15 | 5,12 |
| 1* | 0,13 | 0,11 | 9,4 | 60 120 240 |
0,89 1,79 4,22 |
15 | 8,35 |
| 4* прототип | 0,16 | 0,16 | 16,4 | 60 120 240 |
1,26 3,72 6,03 |
15 | 4,02 |
| * Примечание: для составов 1 и 4 показано растворение карбонатной породы, а для составов 2 и 3 показано растворение кварца (моделирующее терригенный коллектор), составы 1 и 4 кварц не растворяют. | |||||||
Как следует из таблицы 2, при температуре 90°С скорость растворения карбонатной породы предлагаемым кислотным составом (состав 1) выше, чем у состава по прототипу, а спустя 240 минут после начала реакции оба состава способны поддерживать достаточно высокую скорость растворения породы. Составы 2 и 3, содержащие фтористо-водородную кислоту, растворяют также и кварцевые цилиндры, в то время как состав 1 и состав по прототипу кварц не растворяют. При растворении бентонитовой глины состав 1 ведет себя аналогично прототипу, а составы 2 и 3 показывают значительно большую растворяющую способность, чем состав по прототипу, это объясняется наличием в них фтористо-водородной кислоты.
В ходе реакции и предлагаемые составы, и состав по прототипу не образуют нерастворимых осадков. Предлагаемые составы аналогично составу по прототипу обладают низкими значениями межфазного натяжения на границе с керосином ТС-1 и низкой скоростью коррозии при 20°С, в то время как предлагаемые составы обладают более низкой скоростью коррозии при 90°С по сравнению с составом по прототипу, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки.
При оценке взаимодействия кислотных составов, содержащих 5000 ppm ионов Fe3+, с нефтью Северо-Покачевского месторождения было установлено, что несмотря на содержание в составах 2 и 3 фтористо-водородной кислоты они не образуют осадков на фильтре.
Для практического применения предлагается способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно, в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае трещиноватого или неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива.
В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на образце керна - заглинизированного низкопроницаемого песчаника.
| Таблица 3 | ||||
| № п/п | Состав жидкости воздействия | Количество компонента | Проницаемость образца по раствору хлорида аммония, мкм2 | |
| до воздействия | после воздействия | |||
| 1 | Закачка модели пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°С-1021 кг/м3 | До стабилизации перепада давления | ||
| 2 | Закачка нефти Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°C - 841 кг/м3 | До стабилизации перепада давления | ||
| 3 | Закачка 3% раствора хлорида аммония в прямом направлении | До стабилизации перепада давления | 0,027 | |
| 4 | Закачка состава №2 (таблица 1) | 10 поровых объемов | ||
| 5 | Закачка 3%-ного раствора хлорида аммония в обратном направлении | До стабилизации перепада давления | 0,089 | |
Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемого керна раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость.
Claims (3)
1. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий соляную кислоту, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, лимонную кислоту, уксусную кислоту, метиловый спирт, препарат ОС-20, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит уротропин и может содержать фтористоводородную кислоту и стабилизатор железа типа «Ферикс» при следующем соотношении компонентов, % масс.:
Соляная кислота (24%-ная или 36%-ная) 25,0-50,0
Алкилбензолсульфокислота 0,1-2,0
Уксусная кислота 3,0-12,0
Лимонная кислота 0,5-3,0
Фтористоводородная кислота (40%-ная) 0,0-7,5
Препарат ОС-20 0,5-2,5
Метанол 3,0-10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0-5,0
Уротропин 0,1-3,0
Стабилизатор железа «Ферикс» 0,0-5,0
Вода остальное.
2. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта, включающий закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используется состав по п.1, а также его растворы в пресной воде при соотношении состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно.
3. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта по п.2, отличающийся тем, что включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013113657/03A RU2543224C2 (ru) | 2013-03-27 | 2013-03-27 | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013113657/03A RU2543224C2 (ru) | 2013-03-27 | 2013-03-27 | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013113657A RU2013113657A (ru) | 2014-10-10 |
| RU2543224C2 true RU2543224C2 (ru) | 2015-02-27 |
Family
ID=53290154
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013113657/03A RU2543224C2 (ru) | 2013-03-27 | 2013-03-27 | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2543224C2 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
| RU2616923C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
| RU2685605C1 (ru) * | 2018-04-23 | 2019-04-22 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов |
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
| RU2750171C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
| RU2750776C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114607334A (zh) * | 2020-12-08 | 2022-06-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 陆相页岩气储层压裂方法 |
| CN114607345B (zh) * | 2022-03-08 | 2023-10-31 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种海上油田砂岩储层扩大酸化半径的工艺方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2186963C2 (ru) * | 2000-11-03 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
-
2013
- 2013-03-27 RU RU2013113657/03A patent/RU2543224C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2186963C2 (ru) * | 2000-11-03 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
| RU2616923C1 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
| RU2685605C1 (ru) * | 2018-04-23 | 2019-04-22 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов |
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
| RU2750171C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
| RU2750776C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013113657A (ru) | 2014-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| Liu et al. | Surfactant enhanced alkaline flooding for Western Canadian heavy oil recovery | |
| US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
| EA004514B1 (ru) | Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| US20180155612A1 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
| Hall | The effect of mutual solvents on adsorption in sandstone acidizing | |
| RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
| CN102925127A (zh) | 一种油井酸化预处理剂 | |
| CN114854382A (zh) | 一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系及其注入工艺 | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2242604C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| RU2243369C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs | |
| RU2569882C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
| RU2386664C1 (ru) | Состав для увеличения добычи нефти | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2261988C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |