RU2599150C1 - Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction - Google Patents
Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599150C1 RU2599150C1 RU2015132328/03A RU2015132328A RU2599150C1 RU 2599150 C1 RU2599150 C1 RU 2599150C1 RU 2015132328/03 A RU2015132328/03 A RU 2015132328/03A RU 2015132328 A RU2015132328 A RU 2015132328A RU 2599150 C1 RU2599150 C1 RU 2599150C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- acid
- formation
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent the formation of salt deposits during oil and gas production from wells.
Известен состав для предотвращения карбонатных, сульфатных, железноокисных отложений (патент RU №2146232, опубл. 10.03.2000 г.), а также разрушения отложений карбонатных солей на тепломассопередающих поверхностях. Состав содержит, мас. %: оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) 15-40, соединение цинка 0,1-7,0, лигносульфонат натрия 10-30 и воду. Помимо эффективного предотвращения образования солевых отложений и ингибировании коррозии состав препятствует ионному обмену железа с кислотной частью реагента.Known composition for the prevention of carbonate, sulfate, iron oxide deposits (patent RU No. 2146232, publ. 03/10/2000), as well as the destruction of deposits of carbonate salts on heat and mass transfer surfaces. The composition contains, by weight. %: hydroxyethylene diphosphonic acid (OEDP) 15-40, zinc compound 0.1-7.0, sodium lignosulfonate 10-30 and water. In addition to effectively preventing the formation of salt deposits and inhibiting corrosion, the composition prevents the ion exchange of iron with the acid part of the reagent.
Недостатком состава является высокая температура замерзания, а следовательно, сложность его использования в регионах холодного климата, а также недостаточно высокая термостойкость.The disadvantage of the composition is the high freezing temperature, and therefore, the complexity of its use in regions of a cold climate, as well as insufficiently high heat resistance.
Известен состав для предотвращения выпадения солей (патент RU №2122981, опубл. 10.12.1998 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 8-16, алканоламин 6-8, этиленгликоль 20-42, вода остальное.A known composition for preventing the loss of salts (patent RU No. 2122981, publ. 10.12.1998), containing, by weight. %: hydroxyethylidene diphosphonic acid 8-16, alkanolamine 6-8, ethylene glycol 20-42, water the rest.
Недостатком состава является то, что при добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью или при высоком горном давлении для его дозировки приходится использовать глубинный дозатор. При использовании глубинного дозатора с ограниченным объемом и большом дебите добывающей скважины, т.е. при большом расходе ингибирующего состава, заполнение контейнера приходится производить 1-3 раза в квартал. Это связано с подъемом и спуском глубинного оборудования, что достаточно дорого и экономически нецелесообразно.The disadvantage of the composition is that when oil is extracted from reservoirs with low permeability or at high rock pressure, a depth dispenser must be used for its dosage. When using a depth dispenser with a limited volume and a large production rate of the production well, i.e. with a large consumption of inhibitory composition, the container must be filled 1-3 times a quarter. This is due to the ascent and descent of deep equipment, which is quite expensive and economically inexpedient.
Известен состав для предотвращения выпадения солей (патент RU №2230766, опубл. 20.06.2004 г.), содержащий, вес.%: 0,1-0,125 полиаминометилфосфоновую кислоту, 0,375-0,9 натриевой соли полиакриловой кислоты, остальное - вода. В данном изобретении полиаминометилфосфоновой кислотой является ингибитор ПАФ 13А.A known composition for preventing the loss of salts (patent RU No. 2230766, publ. 06/20/2004), containing, wt.%: 0.1-0.125 polyaminomethylphosphonic acid, 0.375-0.9 sodium salt of polyacrylic acid, the rest is water. In the present invention, polyaminomethylphosphonic acid is a 13A PAP inhibitor.
Недостатком состава является то, что эффективность данной смеси не превышает 70%.The disadvantage of the composition is that the effectiveness of this mixture does not exceed 70%.
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является состав (патент RU №2070910, опубл. 27.12.1996 г.), который содержит нитрилотриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), кремнефтористоводородную (КФВК) и соляную кислоты. Получаемая при взаимодействии КФВК с соляной кислотой плавиковая кислота взаимодействует с силикатными и алюмосиликатными минералами, увеличивая шероховатость породы при химическом взаимодействии и тем самым увеличивая поверхность контакта ингибитора с породой.The closest solution taken as a prototype is the composition (patent RU No. 2070910, publ. 12/27/1996), which contains nitrilotrimethylene phosphonic acid (NTP), hydrofluoric acid (KFVK) and hydrochloric acid. The hydrofluoric acid obtained by the interaction of CPVC with hydrochloric acid interacts with silicate and aluminosilicate minerals, increasing the roughness of the rock during chemical interaction and thereby increasing the contact surface of the inhibitor with the rock.
Однако недостатком состава является то, что используется опасная в обращении кремнефтористоводородная кислота.However, a drawback of the composition is that hydrofluoric acid, which is hazardous to use, is used.
Техническим результатом изобретения является предотвращение выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.The technical result of the invention is to prevent the precipitation of salts during a long time of operation of the well by reducing interfacial tension at the oil-inhibitory interface and the formation of strong silicate films, including an inhibitor, on the surface of rock-forming minerals.
Технический результат достигается тем, что состав для предотвращения образования отложений солей во внутрискважинном оборудовании, содержащий соляную кислоту, дополнительно содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, бифторид аммония, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующих соотношениях компонентов, мас. %:The technical result is achieved by the fact that the composition for preventing the formation of salt deposits in downhole equipment containing hydrochloric acid additionally contains hydroxyethylidene diphosphonic acid, ammonium bifluoride, nonionic surfactant surfactant, in the following ratios of components, wt. %:
Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа поясняется следующими фигурами:The composition for preventing the formation of salt deposits during oil and gas production is illustrated by the following figures:
фиг. 1 - Результаты определения межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор» растворов бифторида аммония и соляной кислоты.FIG. 1 - The results of determining the interfacial tension at the border "oil - acid solution" of solutions of ammonium bifluoride and hydrochloric acid.
Фиг. 2 - Межфазное натяжение на границе «нефть - кислотный раствор» с различным содержанием ОЭДФ.FIG. 2 - Interfacial tension at the border "oil - acid solution" with a different content of HEDP.
Фиг. 3 - Оценка эффективности ингибиторов солеотложения.FIG. 3 - Evaluation of the effectiveness of scale inhibitors.
Фиг. 4 - Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе адсорбции на пласте.FIG. 4 - Change in the concentration of the inhibitor solution during adsorption on the formation.
Фиг. 5 - Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе десорбции.FIG. 5 - Change in the concentration of the inhibitor solution during desorption.
Для улучшения сорбционных свойств ингибиторов солеотложения на горной породе рекомендована их закачка в смеси со слабыми растворами кислот, которые обнажают гидрофобизированную нефтяной пленкой поверхность с увеличением ее площади для контакта с ингибитором. Так, обработку пласта НТФ проводят в смеси с соляной кислотой. Благодаря кислотному реагенту происходит отторжение пленочной нефти с поверхности породы за счет снижения межфазного натяжения в системе «порода - нефть - ингибирующий раствор». Соляная кислота взаимодействует с карбонатными минералами, и таким образом увеличивается площадь адсорбции ингибитора на породе.To improve the sorption properties of scale inhibitors on the rock, it is recommended that they be injected in a mixture with weak acid solutions that expose the hydrophobized oil film surface with an increase in its area for contact with the inhibitor. So, the treatment of the NTF layer is carried out in a mixture with hydrochloric acid. Thanks to the acid reagent, film oil is rejected from the rock surface due to a decrease in interfacial tension in the "rock - oil - inhibitory solution" system. Hydrochloric acid interacts with carbonate minerals, and thus the adsorption area of the inhibitor on the rock increases.
Эффективность заявляемого состава оценивалась в лабораторных условиях. Разработка и испытания композиции в лабораторных условиях осуществлялась в несколько этапов. Вначале определялось межфазное натяжения на границе «нефть - кислотные растворы» и подбиралось оптимальное содержание в растворе соляной кислоты и бифторида аммония. На втором этапе определялась концентрация ОЭДФ, обеспечивающая необходимое снижение межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор».The effectiveness of the claimed composition was evaluated in laboratory conditions. The development and testing of the composition in laboratory conditions was carried out in several stages. Initially, the interfacial tension was determined at the interface “oil - acid solutions” and the optimum content in the solution of hydrochloric acid and ammonium bifluoride was selected. At the second stage, the concentration of HEDP was determined, which provided the necessary decrease in interfacial tension at the oil – acid solution interface.
В лабораторных условиях был исследован интервал концентраций бифторида аммония 0-5% в кислотных растворах, а содержание соляной кислоты изменялось в пределах 3-15%, т.е. в пределах значений, которые рекомендуются для обработки терригенных и карбонатных коллекторов.In laboratory conditions, the concentration range of ammonium bifluoride 0-5% in acid solutions was studied, and the content of hydrochloric acid varied within 3-15%, i.e. within the values recommended for the treatment of terrigenous and carbonate reservoirs.
Результаты лабораторных определений межфазного натяжения растворов на границе «нефть - кислотный раствор» показаны в таблице на фиг. 1.The results of laboratory determinations of the interfacial tension of the solutions at the oil-acid solution interface are shown in the table in FIG. one.
Повышение концентрации реагентов снижает величину межфазного натяжения, причем большее влияние на это оказывает соляная кислота. Наиболее оптимальными концентрациями являются 0,5-2% бифторида аммония и 7-10% соляной кислоты. При этих сочетаниях межфазное натяжение композиции на границе «нефть - кислотный раствор» составляет 6,89-3,98 мН/м.Increasing the concentration of reagents reduces the magnitude of interfacial tension, and hydrochloric acid has a greater effect on this. The most optimal concentrations are 0.5-2% ammonium bifluoride and 7-10% hydrochloric acid. With these combinations, the interfacial tension of the composition at the oil-acid solution interface is 6.89-3.98 mN / m.
Добавление к растворам ОЭДФ позволяет дополнительно снизить межфазное натяжение. Для закачки в ПЗС рекомендуется применять 1-5% раствор ОЭДФ. Для того чтобы выявить степень снижения межфазного натяжения раствора при добавлении ОЭДФ, были взяты следующие концентрации компонентов: бифторид аммония с содержанием 0,5-2%, соляная кислота с содержанием 7-10% и ОЭДФ в интервале 0,5-5%. В таблице на фиг. 2 приведены результаты определения межфазного натяжения раствора на границе «нефть - кислотный раствор» с различным содержанием ОЭДФ.Adding HEDP to solutions allows an additional reduction in interfacial tension. For injection into a CCD, it is recommended to use a 1-5% OEDP solution. In order to identify the degree of decrease in the interfacial tension of the solution when adding HEDP, the following concentrations of components were taken: ammonium bifluoride with a content of 0.5-2%, hydrochloric acid with a content of 7-10% and HEDP in the range of 0.5-5%. In the table of FIG. Figure 2 shows the results of determining the interfacial tension of a solution at the oil-acid solution interface with different OEDP contents.
Из фиг. 2 видно, что даже незначительные концентрации ОЭДФ приводят к существенному снижению межфазного натяжения. Этот эффект заметен до содержания в растворе ОЭДФ в количестве 3%. Таким образом, оптимальной концентрацией принято содержание ОЭДФ 1-3%. Дальнейшее снижение межфазного натяжения было достигнуто добавлением к ингибирующему раствору неионогенного ПАВ (НПАВ).From FIG. Figure 2 shows that even insignificant concentrations of HEDP lead to a significant decrease in interfacial tension. This effect is noticeable to the content in the OEDP solution in an amount of 3%. Thus, the OEDP content of 1-3% is accepted as the optimal concentration. A further decrease in interfacial tension was achieved by the addition of a nonionic surfactant (nonionic surfactant) to the inhibitory solution.
Согласно полученным результатам, в качестве реагентов для закачки в пласт изучались следующие композиции №1 и №2 соответственно:According to the results, the following compositions No. 1 and No. 2, respectively, were studied as reagents for injection into the reservoir:
1) 3% ОЭДФ+1% NH4F+7% НСl+0,1% НПАВ+вода - остальное;1) 3% HEDP + 1% NH4F + 7% Hcl + 0.1% nonionic surfactants + water - the rest;
2) 1% ОЭДФ+2% NH4F+10% НСl+0,1% НПАВ+вода - остальное.2) 1% HEDP + 2% NH4F + 10% Hcl + 0.1% nonionic surfactants + water - the rest.
Оценка эффективности действия композиций по способности предотвращения осадкообразования проводилась по стандарту NACE ТМ 0374-2007 в растворе жидкости усредненной модели пластовой воды.Evaluation of the effectiveness of the compositions by the ability to prevent sedimentation was carried out according to the standard NACE TM 0374-2007 in a liquid solution of an averaged model of produced water.
Испытания были проведены при температуре 25°С, время экспозиции составило 24 часа. Использованная в опытах модель воды имела следующий ионный состав: Ва2+=410 мг/л, SO2- 4=470 мг/л, Na+=11910 мг/л, Cl-=18200 мг/л. Результаты экспериментов представлены в таблице на фиг. 3.The tests were carried out at a temperature of 25 ° C, the exposure time was 24 hours. Water used in the experiments had the following model ionic composition: Ba 2+ = 410 mg / l, SO 2- 4 = 470 mg / l, Na + = 11910 mg / L, Cl - = 18200 mg / l. The experimental results are presented in the table in FIG. 3.
Для определения адсорбционно-десорбционной характеристики ингибирующих составов проведены фильтрационные исследования. Фильтрационные эксперименты по моделированию нефтяной скважины были проведены на естественных кернах.To determine the adsorption-desorption characteristics of inhibitory compositions, filtration studies were performed. Filtration experiments to simulate an oil well were conducted on natural cores.
Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях различны, то сравнивать можно только динамику относительных концентраций растворов. При этом относительная концентрация определяется отношением их текущей концентрации к исходной.Given the fact that the initial concentrations of organophosphorus reagents in the inhibitory compositions are different, only the dynamics of the relative concentrations of the solutions can be compared. In this case, the relative concentration is determined by the ratio of their current concentration to the initial one.
На фиг. 3 приведены результаты определения относительных концентраций фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях в процессе адсорбции.In FIG. Figure 3 shows the results of determining the relative concentrations of organophosphorus reagents in inhibitory compositions during adsorption.
Лабораторные исследования показали, что предельная адсорбция достигается при прокачке девяти поровых объемов для композиций под №1 и №2.Laboratory studies have shown that ultimate adsorption is achieved by pumping nine pore volumes for compositions No. 1 and No. 2.
Сопоставляя относительные концентрации реагентов при адсорбции, можно сделать вывод, что адсорбция протекает быстрее при применении ингибирующих составов под №1 и №2. Более равномерная адсорбция наблюдается у состава под №2.Comparing the relative concentrations of the reagents during adsorption, we can conclude that adsorption proceeds faster when using inhibitory compounds under No. 1 and No. 2. More uniform adsorption is observed in the composition under No. 2.
После того, как керн оставили на 24 часа для установления адсорбционного равновесия, через него прокачали пластовую воду для вытеснения ингибирующей композиции. На фиг. 4 показаны результаты определения относительных концентраций композиций при десорбции.After the core was left for 24 hours to establish adsorption equilibrium, formation water was pumped through it to displace the inhibitory composition. In FIG. 4 shows the results of determining the relative concentrations of the compositions during desorption.
Предельная концентрация ОЭДФ для предотвращения отложения солей составляет 5-10 мг/л, ей соответствует относительная концентрация 0,0001 д.ед.The maximum concentration of HEDP to prevent the deposition of salts is 5-10 mg / l, it corresponds to a relative concentration of 0.0001 units
Согласно фиг. 5 при использовании композиции под №1 эффективная защита от выпадения солей при аналогичных условиях сохраняется при прокачке 46 поровых объемов воды, а композиции под №2 - при прокачке 42 поровых объемов воды.According to FIG. 5 when using the composition under No. 1, effective protection against loss of salts under similar conditions is maintained when pumping 46 pore volumes of water, and the composition under No. 2 - when pumping 42 pore volumes of water.
Эффективность разработанной композиции объясняется механизмом воздействия на породу кислотными добавками, входящими в ее состав.The effectiveness of the developed composition is explained by the mechanism of action on the rock by the acid additives that make up its composition.
Бифторид аммония, растворяясь в соляной кислоте, частично ее нейтрализует и в результате этой реакции образуется плавиковая кислота и хлористый аммоний.Ammonium bifluoride, dissolving in hydrochloric acid, partially neutralizes it and as a result of this reaction, hydrofluoric acid and ammonium chloride are formed.
Реакция происходит по следующей схеме:The reaction proceeds as follows:
Фтористый водород способен реагировать с силикатными и алюмосиликатными минералами, при этом происходит интенсивное разъедание поверхности контакта. Наиболее активно плавиковая кислота взаимодействует с алюмосиликатами, присутствующими в каолиновых глинах, аргиллитах и других горных пород.Hydrogen fluoride is able to react with silicate and aluminosilicate minerals, with intense contact surface corrosion. Hydrofluoric acid interacts most actively with aluminosilicates present in kaolinic clays, mudstones and other rocks.
Образующаяся в результате взаимодействия соляной кислоты с бифторидом аммония плавиковая кислота реагирует с кварцем и каолином, входящими в состав терригенных коллекторов по следующей схеме:The hydrofluoric acid resulting from the interaction of hydrochloric acid with ammonium bifluoride reacts with quartz and kaolin, which are part of terrigenous reservoirs according to the following scheme:
В дальнейшем происходит взаимодействие образовавшегося фтористого кремния SiF4 с водой:Subsequently, the interaction of the formed silicon fluoride SiF 4 with water occurs:
Образовавшаяся в результате реакции КФК - H2SiF6 остается в растворе, а гидрат окиси кремния Si(OH)4 может из золя превратиться в студнеобразный гель по мере снижения кислотности раствора. Получившийся гель в свою очередь может очень легко запечатать поры пласта, тем самым снизив проницаемость породы. Для предупреждения этого при обработке терригенных коллекторов употребляется смесь фтористой и соляной кислот. Соляная кислота необходима для поддержания повышенной кислотности среды и удержания кремниевой кислоты в растворе, предотвращая образование геля из гидрата окиси кремния. Кроме того, если в составе пород пласта содержатся карбонаты кальция и магния, то в процессе их реакции с фтористой кислотой образуются труднорастворимые фториды кальция и магния. Этому препятствует соляная кислота. Также соляная кислота способна изменить смачиваемость породы, очистив ее поверхность от пленки нефти. Благодаря этому достигается равномерная и более полная адсорбция ингибитора солеотложения.The resulting CPK - H 2 SiF 6 reaction remains in solution, and the silicon hydrate Si (OH) 4 can turn from a sol into a gel-like gel as the acidity of the solution decreases. The resulting gel, in turn, can very easily seal the pores of the formation, thereby reducing the permeability of the rock. To prevent this, a mixture of fluoride and hydrochloric acid is used in the treatment of terrigenous reservoirs. Hydrochloric acid is necessary to maintain an increased acidity of the medium and to retain silicic acid in solution, preventing the formation of a gel from silica hydrate. In addition, if calcium and magnesium carbonates are contained in the formation rocks, then in the process of their reaction with fluoric acid, sparingly soluble calcium and magnesium fluorides are formed. This is prevented by hydrochloric acid. Hydrochloric acid is also able to change the wettability of a rock by cleaning its surface from an oil film. Due to this, a uniform and more complete adsorption of the scale inhibitor is achieved.
За счет разъедания плавиковой кислотой поверхности силикатных пород обеспечивается увеличение их площади и соответственно степени адсорбции на этой поверхности химической композиции. Ингибирующий раствор будет проникать в состав силикатных золей, которые покрывают поверхность контакта ингибитора с силикатными минералами. За счет этого десорбироваться из пласта он будет медленнее, так как силикатные пленки золя в составе с ингибитором значительно устойчивее к вымыванию. Что и ведет к тому, что период десорбции повышается, а из этого можно сделать вывод, что увеличивается и эффективность применения ингибитора солеотложения.Due to the erosion of the surface of silicate rocks by hydrofluoric acid, an increase in their area and, accordingly, degree of adsorption on this surface of the chemical composition is ensured. The inhibitory solution will penetrate the composition of silicate sols, which cover the contact surface of the inhibitor with silicate minerals. Due to this, it will be slower to desorb from the formation, since the silicate films of the sol in the composition with the inhibitor are much more resistant to leaching. Which leads to the fact that the desorption period increases, and from this we can conclude that the effectiveness of the use of scaling inhibitor also increases.
Таким образом, заявляемый многокомпонентный состав для получения наибольшего ингибирующего действия по отношению к неорганическим солям является весьма перспективным. Образующаяся в результате взаимодействия бифторида аммония с соляной кислотой плавиковая кислота реагирует с силикатами породы - коллектора и позволяет увеличить контакт ингибитора с ее поверхностью, а в сочетании с ПАВ значительно снизить межфазное натяжение на границе «нефть - ингибирующий раствор». Таким образом, увеличивается адсорбционно-десорбционная способность композиции. Поскольку продуктами реакции являются силикатные золи, то такое взаимодействие ведет к увеличению шероховатости пород, образованию прочных силикатных пленок и, следовательно, увеличению площади поверхности адсорбента, за счет чего увеличивается и величина адсорбции комплексонов. Кроме того, гелеобразная консистенция, образующаяся при реакции, способствует равномерной и медленной десорбции ингибитора. Неионогенное ПАВ позволяет дополнительно к действию кислотных добавок снизить межфазное натяжение в системе «порода - нефть - ингибирующий раствор». Кроме того, присутствие ПАВ в склонных к солеотложению водах оказывает положительный эффект для торможения процесса агрегирования нерастворимых кристаллов из пересыщенных растворов.Thus, the inventive multicomponent composition to obtain the greatest inhibitory effect against inorganic salts is very promising. The hydrofluoric acid formed as a result of the interaction of ammonium bifluoride with hydrochloric acid reacts with the silicate of the reservoir rock and makes it possible to increase the contact of the inhibitor with its surface, and in combination with a surfactant, significantly reduce the interfacial tension at the oil - inhibitory solution interface. Thus, the adsorption-desorption ability of the composition is increased. Since the reaction products are silicate sols, this interaction leads to an increase in the roughness of the rocks, the formation of strong silicate films and, consequently, to an increase in the surface area of the adsorbent, which increases the adsorption of complexones. In addition, the gel-like consistency formed during the reaction promotes uniform and slow desorption of the inhibitor. Nonionic surfactant allows in addition to the action of acid additives to reduce interfacial tension in the system "rock - oil - inhibiting solution". In addition, the presence of surfactants in waters prone to scaling has a positive effect on the inhibition of the process of aggregation of insoluble crystals from supersaturated solutions.
Объектами для проведения обработок являются эксплуатационные скважины, осложненные формированием отложений солей в подземном оборудовании и продуктивном пласте.The objects for the treatment are production wells, complicated by the formation of salt deposits in underground equipment and reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015132328/03A RU2599150C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015132328/03A RU2599150C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2599150C1 true RU2599150C1 (en) | 2016-10-10 |
Family
ID=57127450
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015132328/03A RU2599150C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2599150C1 (en) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1224277A1 (en) * | 1982-12-29 | 1986-04-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production |
US4810405A (en) * | 1987-10-21 | 1989-03-07 | Dearborn Chemical Company, Limited | Rust removal and composition thereof |
RU2070910C1 (en) * | 1994-01-28 | 1996-12-27 | Производственное объединение "Башнефть" | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells |
RU2122981C1 (en) * | 1997-08-11 | 1998-12-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition for prevention carbonate deposits |
RU2146232C1 (en) * | 1999-06-09 | 2000-03-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт экологических проблем в металлургии" | Compound for prevention of carbonate, sulfate and iron oxide deposits |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
EA007769B1 (en) * | 2004-10-07 | 2006-12-29 | Елена Александровна Румянцева | Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone |
RU2388786C2 (en) * | 2008-04-29 | 2010-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Инновационная производственная фирма "Нефтехимтехнологии" (ООО ИПФ "Нефтехимтехнологии") | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed |
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 |
-
2015
- 2015-08-03 RU RU2015132328/03A patent/RU2599150C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1224277A1 (en) * | 1982-12-29 | 1986-04-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production |
US4810405A (en) * | 1987-10-21 | 1989-03-07 | Dearborn Chemical Company, Limited | Rust removal and composition thereof |
RU2070910C1 (en) * | 1994-01-28 | 1996-12-27 | Производственное объединение "Башнефть" | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells |
RU2122981C1 (en) * | 1997-08-11 | 1998-12-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition for prevention carbonate deposits |
RU2146232C1 (en) * | 1999-06-09 | 2000-03-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт экологических проблем в металлургии" | Compound for prevention of carbonate, sulfate and iron oxide deposits |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
EA007769B1 (en) * | 2004-10-07 | 2006-12-29 | Елена Александровна Румянцева | Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone |
RU2388786C2 (en) * | 2008-04-29 | 2010-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Инновационная производственная фирма "Нефтехимтехнологии" (ООО ИПФ "Нефтехимтехнологии") | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed |
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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Crowe | Precipitation of hydrated silica from spent hydrofluoric acid: how much of a problem is it?(includes associated papers 16441 and 16444) | |
US4056146A (en) | Method for dissolving clay | |
EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
US10035949B2 (en) | Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation | |
US8636068B2 (en) | Method of reducing corrosion in cement | |
US2225695A (en) | Method for increasing flow of deep wells | |
WO2015069825A1 (en) | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling | |
CN103937480B (en) | A kind of organic base/surfactant binary composite oil-displacing system and preparation method thereof and application | |
RU2599150C1 (en) | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction | |
RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
EA007769B1 (en) | Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone | |
Bavière et al. | Sulfonate retention by kaolinite at high pH—effect of inorganic anions | |
Lieu et al. | A laboratory study of chemical reactions with reservoir sand in the recovery of petroleum by alkaline flooding | |
US20140066351A1 (en) | Stabilized Pipe Scaling Remover and Inhibitor Compound | |
Khormali et al. | An in-depth study of calcium carbonate scale formation and inhibition | |
RU2307798C1 (en) | Composition to inhibit salt deposition in oil production (variations) | |
RU2301247C1 (en) | Temporary formation insulation composition | |
RU2070910C1 (en) | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells | |
Campbell | A comparison of sodium orthosilicate and sodium hydroxide for alkaline waterflooding | |
US10563116B2 (en) | Ethoxylated desorbing agents for enhanced oil recovery | |
RU2717851C1 (en) | Reagent composition for dissolving sulfate colmatant | |
RU2312880C1 (en) | Stabilizer for collector properties of oil formation | |
RU2637537C1 (en) | Composition for preventing salt deposition in course of oil production | |
RU2227152C2 (en) | Device and method for compaction and strengthening of rocky soils, loose rocks, especially boreholes | |
RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200804 |