RU2620685C1 - Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта - Google Patents
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620685C1 RU2620685C1 RU2016106556A RU2016106556A RU2620685C1 RU 2620685 C1 RU2620685 C1 RU 2620685C1 RU 2016106556 A RU2016106556 A RU 2016106556A RU 2016106556 A RU2016106556 A RU 2016106556A RU 2620685 C1 RU2620685 C1 RU 2620685C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- hydrochloric acid
- aqueous solution
- carbonate
- hydrophobic emulsion
- 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
- C09K8/60—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)
- 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)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта включает, мас.%: углеводородный растворитель PR-10 12,5-15, смесь неионогенных поверхностно-активных веществ 2,5-2,6, водный раствор ингибированной соляной кислоты - остальное. Водный раствор ингибированной соляной кислоты содержит добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1. 1 ил., 2 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки карбонатных пластов с целью повышения продуктивности, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (АС №1770556, E21B 43/24, от 24.07.1990 г.), включающий 12,5-24,0%-ный водный раствор соляной кислоты (об. %) 80-90 и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - оксиэтилированный изононилфенол с 6 М окиси этилена АФ 9-6 (об. %) 10-20.
Недостатком указанного состава является недостаточная глубина проникновения в пласт вследствие высокой скорости реагирования с карбонатами.
Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов (Патент №2293101, С09К 8/72 от 02.11.2005 г.), включающий, мас. %: соляную кислоту 7-19, растворитель 10-45, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорную кислоту 4-14, воду - остальное.
Недостатком данного состава является высокая скорость растворения карбонатов, что снижает глубину обработки пласта.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора (АС СССР №861561, МПК E21B 43/27, от 28.10.1976 г.), включающая, об. %: дизельное топливо 16-17, сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла 3-4, раствор соляной кислоты (15%-ный) - остальное.
Недостатками указанной известной эмульсии являются высокие значения вязкости, что осложняет процесс закачки в пласт. Недостатком также является низкая стабильность.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта (Патент №2236576, E21B 43/27, от 25.08.2003 г.), содержащая, мас. %: водно-солевой раствор соляной кислоты 67, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 1-2, ингибитор коррозии AI - 250 0,1-0,3, углеводородная жидкость - остальное.
Однако данная гидрофобная эмульсия обладает высокой скоростью растворения карбонатов, что в свою очередь снижает проникающую способность. Недостатком также является низкая стабильность эмульсии.
Целью предлагаемого изобретения является разработка гидрофобной эмульсии, повышающей эффективность обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором, за счет увеличения проникающей, высокой отмывающей и растворяющей способности применяемого состава с одновременной блокировкой водонасыщенных зон продуктивного пласта.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемая гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта, содержащая углеводородную жидкость, водный раствор соляной кислоты и НПАВ, в отличие от прототипа содержит в качестве углеводородной жидкости углеводородный растворитель PR-10, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1, и в качестве НПАВ - смесь НПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Углеводородный растворитель PR-10 | 12,5-15 |
Смесь НПАВ | 2,5-2,6 |
Водный раствор ингибированной | |
соляной кислоты | Остальное |
Соотношение содержания водного раствора ингибированной соляной кислоты и добавки для контроля железа OSC HI-IRON, указанное как 200:1, взято по массе.
Данная гидрофобная эмульсия обладает комплексными свойствами, за счет многофункциональной химической направленности входящих в нее компонентов. Экспериментально установлено, что при использовании заявляемой гидрофобной эмульсии происходит направленная глубокая обработка призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными породами, предотвращается выпадение осадков, а также предлагаемая эмульсии обладает совместимостью с пластовыми флюидами. Воздействие эмульсии не приводит к образованию больших каналов в породе, ее действие пролонгировано и ориентировано на увеличение проницаемости коллектора в более удаленной его части.
Для приготовления гидрофобной эмульсии были использованы следующие вещества:
- Растворитель PR-10 - представляющий собой смесь предельных, нафтеновых, ароматических углеводородов и поверхностно-активных веществ, однородная жидкость от светлого до темно-коричневого цвета с плотностью 0,706 г/см3, выпускается по ТУ 2411-007-83716345-2010;
- Смесь НПАВ, например, таких как:
- неонол Аф9-6 - оксиэтилированные алкилфенолы с числом молей окиси этилена 6, по ТУ 2483-077-05766801-98;
- Эмульгатор RQ-737 марка В - углеводородный раствор оксиэтилированных жирных спиртов и четвертичных аминов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,860±0,043 г/см3, по ТУ 2458-020-83716345-2014;
- Эмульгатор RQ-737 марка А - водно-спиртовый раствор оксиэтилированных и оксипропилированных спиртов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,960±0,048 г/см3, по ТУ 2458-020-83716345-2014;
- водный раствор ингибированной соляной кислоты с массовой концентрацией хлористового водорода 15%, по ТУ 481482;
- добавка для контроля железа OSC HI-IRON, амино-спиртовой и меркапто-спиртовой растворы с добавлением дихлорида меди, от прозрачного до янтарно-желтого цвета жидкость с плотностью 1,10 г/см3 по ТУ 2458-002-30706536-2015.
Заявляемая эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением, путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 71 сПз при скорости сдвига 300 об/мин.
Предлагаемая гидрофобная эмульсия была испытана в лабораторных условиях. Для исследований готовили растворы с различным содержанием компонентов. Эмульсия изучалась стандартными методами.
Оценку эффективности по определению стабильности проверяли при температуре 40 и 80°С (Табл. 1).
Эксперименты проводились над карбонатной породой доломитом IV фракции воздействием заявляемой гидрофобной эмульсией и незаэмульгированной кислотой. В колбу Вюрца (или в колбу с насадкой Вюрца), соединенную резиновым шлангом с верхним концом бюретки объемом 50 мл, помещали 1 г доломита, затем добавляли 2 мл исследуемой гидрофобной эмульсии и закрывали колбу резиновой пробкой. Аналогично проводили опыты с добавлением незаэмульгированной кислоты. Скорость реакции оценивалась по скорости выделения углекислого газа или объему выделившегося углекислого газа в единицу времени. Лучшие результаты по снижению скорости взаимодействия с доломитом и по устойчивости дала предлагаемая гидрофобная эмульсия, что подтверждается из приведенного графика кинетики взаимодействия с карбонатной породой (Рис. 1).
Оценку эффективности использования эмульсии в неоднородных по проницаемости пластах проверяли по изменению вязкости. Лабораторные исследования проводились в соответствии с ГОСТ 1929 при комнатной и пластовой температурах. Измерения проводили на ротационном вискозиметре Fann-35 при различных скоростях сдвига. Вязкость в таблице (Табл. 2) приведена в сПз.
Различное содержание компонентов эмульсии смешивали с пластовыми флюидами, такими как пластовая вода и нефть. Пластовая вода ρ=1,16 г/см3, нефть ρ=0,88 г/см3.
Полученные результаты показывают, что при разбавлении эмульсии пластовой водой вязкость значительно возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков. Одновременно снижается скорость реагирования ингибированной кислоты с карбонатной породой. При попадании закачанной эмульсии в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки вязкость гидрофобной эмульсии понижается, а скорость реагирования с карбонатной породой возрастает. Заявляемая гидрофобная эмульсия является высокоселективным реагентом для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных пластов.
После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей концентрации ингибированной соляной кислоты и вязкости эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.
Скорость взаимодействия гидрофобной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии смеси НПАВ. Значительное снижение скорости реагирования с породой пласта также обеспечивается увеличением вязкости эмульсии. Совокупное действие подобранных компонентов гидрофобной эмульсии приводит к увеличению охвата пласта кислотным воздействием.
Конкретные примеры использования состава.
Пример 1.
Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Утевское в добывающей скважине №121, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 2795 м, температура пласта 71°С. Обрабатываемый интервал 2795-2850 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.
В обрабатываемый интервал 2795-2850 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 57,605 т/сут.
Пример 2.
Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Кулешовское в добывающей скважине №978, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1677 м, температура пласта 48°С. Обрабатываемый интервал 1677-1722 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,7, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,6, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 81,7.
В обрабатываемый интервал 1677-1722 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 25,69 т/сут.
Пример 3.
Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°С. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.
В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.
Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.
Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°C. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.
В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.
Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.
Claims (2)
- Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта, содержащая углеводородную жидкость, водный раствор соляной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, отличающаяся тем, что она содержит в качестве углеводородной жидкости углеводородный растворитель PR-10, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1, и в качестве НПАВ - смесь НПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
Углеводородный растворитель PR-10 12,5-15 Смесь НПАВ 2,5-2,6 Водный раствор ингибированной соляной кислоты Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016106556A RU2620685C1 (ru) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016106556A RU2620685C1 (ru) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2620685C1 true RU2620685C1 (ru) | 2017-05-29 |
Family
ID=59031896
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016106556A RU2620685C1 (ru) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2620685C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2720715C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2100587C1 (ru) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
RU2236576C1 (ru) * | 2003-08-25 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
RU2255215C1 (ru) * | 2004-02-09 | 2005-06-27 | Румянцева Елена Александровна | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2494136C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов |
RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2016
- 2016-02-24 RU RU2016106556A patent/RU2620685C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2100587C1 (ru) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
RU2236576C1 (ru) * | 2003-08-25 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
RU2255215C1 (ru) * | 2004-02-09 | 2005-06-27 | Румянцева Елена Александровна | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2494136C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов |
RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТУ 2458-002-30706536-2015. OSC HI-IRON Добавка для контроля железа. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU2720715C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10544355B2 (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations using emulsions comprising terpene | |
US20180282611A1 (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations | |
RU2629034C2 (ru) | Применение и способы повышения устойчивости пены | |
CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
CA2963910A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
RU2623380C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин | |
RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2513586C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2525399C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
CA3075588A1 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
RU2625129C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2506298C1 (ru) | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта | |
CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
RU2731302C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора | |
RU2822152C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
RU2381251C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210325 Effective date: 20210325 |