RU2611796C1 - Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) - Google Patents
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2611796C1 RU2611796C1 RU2015157405A RU2015157405A RU2611796C1 RU 2611796 C1 RU2611796 C1 RU 2611796C1 RU 2015157405 A RU2015157405 A RU 2015157405A RU 2015157405 A RU2015157405 A RU 2015157405A RU 2611796 C1 RU2611796 C1 RU 2611796C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- ammonium acetate
- acid
- sulfamic acid
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 43
- 239000002253 acid Substances 0.000 title abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 claims abstract description 35
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 35
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 35
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 8
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007903 penetration ability Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N Acetophenone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC=C1 KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GEHMBYLTCISYNY-UHFFFAOYSA-N Ammonium sulfamate Chemical compound [NH4+].NS([O-])(=O)=O GEHMBYLTCISYNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical class [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/60—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
- C09K8/78—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing sealing
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General 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)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта.
Наиболее распространенными составами для химического воздействия на пласт являются различные варианты кислотных составов на основе соляной кислоты с различными добавками ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Однако такие составы имеют существенные недостатки. Они обладают высокой коррозионной активностью по отношению к промысловому оборудованию и имеют высокую скорость реагирования с породами продуктивного пласта и, как следствие, недостаточно глубокое проникновение кислотного состава в пласт.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта (пат. RU №2347799, МПК С09К 8/74, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий, об. %: легкую нефть - 78-82, 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты - 17,92-21,9, ПАВ АФБ-9-12 - 0,07-0,1.
Недостатком данного состава является образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, приводящее к снижению продуктивности добывающих скважин.
Известны кислотные составы для обработки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта (варианты) (пат. RU №2319724, МПК С09К 8/74, опубл. 20.03.2008 г., Бюл. №8), содержащие, мас. % по первому варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, вода - остальное. По второму варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 - 1,4, вода - остальное. По третьему варианту: лимонную кислоту - 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 - 54-63, поливиниловый спирт марки 18/11 - 6,0-7,0, вода - остальное.
Недостатками данных составов являются низкая эффективность из-за низкой скорости растворения кольматирующих элементов в призабойной зоне пласта, а также засорение призабойной зоны продуктами реакции кислотных составов с солями кальция.
Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта (пат. RU №2283952, МПК E21B 43/27, опубл. 20.09.2006 г., Бюл. №26), в котором используется кислотный технологический раствор, включающий в качестве кислоты и ПАВ - кислотный реагент состава, мас. %: смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения Нефтенол K - 0,1-1,0, сульфаминовая кислота - 1,0-10,0, лимонная кислота - 0,1-1,0, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон - 0,05-3,0, одноатомный или многоатомный спирт - 0,0-40,0, вода - остальное.
Недостатком кислотного технологического раствора является образование вторичных осадков вследствие реакции окисляющих серосодержащих компонентов раствора с карбонатной породой и минерализованной водой, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, используемый в способе удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора (пат. RU №2540767, МПК С09К 8/74, опубл. 10.02.2015, Бюл. №4), содержащий мас. %: перекисное соединение - 0,5-3,0, сульфаминовую кислоту - 5,0-10,0, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - 0,0005-0,02, минерализованную воду - остальное.
Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность воздействия на пласт за счет засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции перекисных соединений с кальциевыми солями и минерализованной водой, в том числе солями трехвалентного железа, низкая проникающая способность кислотного состава из-за высокого межфазного натяжения на границе с нефтью.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.
Технические задачи решаются применением кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта, включающего сульфаминовую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ и воду.
По первому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 5,0-15,0 |
| НПАВ | 0,05-1,5 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное |
По второму варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер и стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 5,0-15,0 |
| НПАВ | 0,05-1,5 |
| биополимер | 0,01-0,3 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное |
По третьему варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и анионогенное поверхностно-активное вещество - АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 5,0-15,0 |
| НПАВ | 0,05-1,5 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| АПАВ | 0,01-0,5 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное. |
По четвертому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 5,0-15,0 |
| НПАВ | 0,05-1,5 |
| биополимер | 0,01-0,3 |
| уксуснокислый аммоний | 1,0-6,0 |
| АПАВ | 0,01-0,5 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное |
Сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1. Сульфаминовая кислота по сравнению с соляной кислотой обладает низкой коррозионной активностью, что не требует добавления ингибитора коррозии, а также низкой скоростью растворения карбонатной породы.
Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2).
Соли кальция, магния, полученные при взаимодействии породы с сульфаминовой кислотой, легко растворимы в воде, что исключает образование вторичных осадков.
НПАВ представляет собой оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ9-6. Содержание НПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение кислотного состава на границе с нефтью, снизить скорость реакции кислотного состава с породой, что увеличивает проникающую способность кислотного состава в пласт и, как следствие, повышает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта.
Одной из проблем кислотных обработок является техногенная кольматация призабойной зоны пласта. В частности, при прохождении кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ) происходит попадание соединений трехвалентного железа в раствор, которые в кислой среде растворяются, а при нейтрализации кислоты (изменении pH среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют добавку комплексообразующего агента - уксуснокислый аммоний. Кроме того, уксуснокислый аммоний служит замедлителем скорости реакции кислотного состава с породой.
Уксуснокислый аммоний представляет собой белые кристаллы. Хорошо растворяется в пресной воде. Уксуснокислый аммоний реагирует с сульфаминовой кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и сульфамата аммония. Уксусная кислота препятствует образованию нерастворимого осадка трехвалентного железа, образуя хорошо растворимую и слабодиссоциирующую соль - ацетат трехвалентного железа (4). Сульфамат аммония постепенно гидролизуется по реакции (5) с образованием сульфаминовой кислоты, что обеспечивает регенерацию кислоты в пласте.
NH2SO3NH4 + H2O → NH3*H2O + HSO3NH2 (5)
В качестве загустителя кислотного состава используют биополимер - ксантан, представляющий собой высокомолекулярный экзополисахарид микробного происхождения. Одним из положительных свойств биополимера является малая чувствительность к ионной силе раствора.
В качестве АПАВ используют альфа-олефин сульфонат. АПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью. Кроме того, ионный заряд ПАВ при воздействии состава на пласт позволяет изменить его смачиваемость, адсорбируясь на породе, молекулы ПАВ гидрофобизируют ее, тем самым снижая фазовую проницаемость для нефти в каналах, образовавшихся в процессе кислотной обработки.
Кислотный состав представляет собой гомогенную систему, которая обладает замедленной скоростью реакции с породой, уменьшает количество кольматирующих элементов, обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе с нефтью.
Для приготовления кислотного состава используется вода с минерализацией не более 1 г/дм3.
По первому варианту кислотный состав готовится следующим образом.
Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.
По второму варианту кислотный состав готовится следующим образом.
Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.
По третьему варианту кислотный состав готовится следующим образом.
Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.
По четвертому варианту кислотный состав готовится следующим образом.
Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.
Примеры приготовления кислотных составов в лабораторных условиях.
Пример 1 (по первому варианту).
Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 10,0 |
| НПАВ | 0,5 |
| уксуснокислый аммоний | 2,0 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное, |
к 87,5 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 3, табл. 1).
Пример 2 (предлагаемый кислотный состав по второму варианту).
Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 10,0 |
| НПАВ | 1,0 |
| биополимер | 0,2 |
| уксуснокислый аммоний | 3,0 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное, |
к 85,8 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 1,0 г НПАВ, 0,2 г биополимера и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 14, табл. 1).
Пример 3 (предлагаемый кислотный состав по третьему варианту).
Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 8,0 |
| НПАВ | 0,8 |
| уксуснокислый аммоний | 2,5 |
| АПАВ | 0,5 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное, |
к 88,2 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ, 2 г уксуснокислого аммония и 0,5 г АПАВ (опыт 25, табл. 1).
Пример 4 (предлагаемый кислотный состав по четвертому варианту). Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| сульфаминовая кислота | 12,0 |
| НПАВ | 0,8 |
| биополимер | 0,1 |
| уксуснокислый аммоний | 4,0 |
| АПАВ | 0,1 |
| вода с минерализацией не более 1 г/дм3 | остальное, |
к 83 г воды при последовательном перемешивании добавляют 12 г сульфаминовой кислоты, 0,8 г НПАВ, 0,1 г биополимера, 4 г уксуснокислого аммония и 0,1 г АПАВ (опыт 39, табл. 1).
Аналогичным образом готовят и другие кислотные составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1).
Эффективность действия кислотного состава достигается стабилизацией ионов трехвалентного железа. На фиг. 1 показана зависимость максимально возможного содержания стабилизированного иона трехвалентного железа в кислотном составе от массовой доли уксуснокислого аммония.
В лабораторных условиях эффективность кислотного состава оценивали по величине межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью методом вращающей капли с помощью тензиометра SVT-15N (DataPhysics, Германия).
Результаты исследования межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью представлены в табл. 1.
Из табл.1 видно, что предлагаемые кислотные составы обладают существенно более низким межфазным натяжением на границе с нефтью по сравнению с прототипом. Межфазное натяжение предлагаемых составов по сравнению с прототипом ниже в 3-50 раз. Снижение концентрации компонентов в предлагаемых кислотных составах не обеспечивает эффективного снижения межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью. Увеличение концентрации компонентов в кислотных составах нецелесообразно вследствие незначительного повышения эффективности при удорожании приготовления состава.
Таким образом, предлагаемые кислотные составы повышают эффективность воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличения проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличения текущей нефтеотдачи пласта.
Claims (8)
1. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит биополимер и стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:
3. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и анионогенное поверхностно-активное вещество - АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
4. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит биополимер, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157405A RU2611796C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157405A RU2611796C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2611796C1 true RU2611796C1 (ru) | 2017-03-01 |
Family
ID=58459541
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015157405A RU2611796C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2611796C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| RU2724832C1 (ru) * | 2019-10-14 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1763642A1 (ru) * | 1989-07-03 | 1992-09-23 | Нефтегазодобывающее Управление "Долинанефтегаз" | Способ комбинированной кислотной обработки пласта |
| RU2103477C1 (ru) * | 1996-12-27 | 1998-01-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| US20070163779A1 (en) * | 2002-09-24 | 2007-07-19 | Bj Services Company | Compositions containing a buffer and a peroxide or peracid useful for treating wells |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2540767C1 (ru) * | 2013-11-25 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора |
-
2015
- 2015-12-31 RU RU2015157405A patent/RU2611796C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1763642A1 (ru) * | 1989-07-03 | 1992-09-23 | Нефтегазодобывающее Управление "Долинанефтегаз" | Способ комбинированной кислотной обработки пласта |
| RU2103477C1 (ru) * | 1996-12-27 | 1998-01-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US20070163779A1 (en) * | 2002-09-24 | 2007-07-19 | Bj Services Company | Compositions containing a buffer and a peroxide or peracid useful for treating wells |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2540767C1 (ru) * | 2013-11-25 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| RU2724832C1 (ru) * | 2019-10-14 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2836064C (en) | Enhanced foam stability applications and methods | |
| US10131831B2 (en) | Process for acidizing using retarded acid formulations | |
| US9598629B2 (en) | Desorbants for enhanced oil recovery | |
| RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
| WO2013184116A1 (en) | Enhanced foam stability applications and methods | |
| US8851187B2 (en) | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations | |
| RU2611796C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| US10214684B2 (en) | Friction reducers and well treatment fluids | |
| EP2424952B1 (fr) | Composition viscoelastique a viscosite amelioree | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2616949C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов | |
| US9903188B2 (en) | Alkyl polyglucoside desorbents for enhanced oil recovery | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| US3943059A (en) | Process of displacing oil in subterranean reservoir employing aqueous surfactant systems | |
| US10563116B2 (en) | Ethoxylated desorbing agents for enhanced oil recovery | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| CN109666473A (zh) | 表面活性剂二元复配驱油方法 | |
| RU2659918C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2777039C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов | |
| RU2269563C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта | |
| RU2021125437A (ru) | Композиции и способы для обработки газовых пластов | |
| RU2254463C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2023111236A (ru) | Композиция и способ для обработки нефтяного пласта | |
| RU2023111237A (ru) | Композиция и способ для обработки нефтяного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |