RU2637537C1 - Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти - Google Patents
Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2637537C1 RU2637537C1 RU2016144277A RU2016144277A RU2637537C1 RU 2637537 C1 RU2637537 C1 RU 2637537C1 RU 2016144277 A RU2016144277 A RU 2016144277A RU 2016144277 A RU2016144277 A RU 2016144277A RU 2637537 C1 RU2637537 C1 RU 2637537C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- water
- formation
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение степени повреждения продуктивного пласта, увеличение степени защиты скважинного оборудования и призабойной зоны пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод. Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти содержит, мас.%: соляная кислота 8-10; диэтилентриамин-пента 3-5; оксиэтилидендифосфоновая кислота 2-4; полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота 2-5; хлорид аммония 2-4; изопропиловый спирт 0,5-2; вода - остальное. 4 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования неорганических солей при добыче нефти.
Известен состав для предотвращения солеотложения (патент RU №2259470, опубл. 27.08.2005 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота ОЭДФ-МА 5-80, полипропилен 1-10, битум нефтяной строительный - остальное.
Недостатком данного состава является его недостаточно высокая эффективность предотвращения образования сульфатных отложений, а также при высоких минерализации пластовой воды эффективность предотвращения данной реагентом не превышает 80%.
Известен состав для предотвращения образования неорганических солей (патент RU №2417955, опубл. 10.05.2011 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 16,1-24,9, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония 8,1-19,9, метиловый спирт 4-6, вода - остальное.
Недостатком состава является то, что при закачке данного состава в образцы керна карбонатного типа (известняк и доломит) снижение проницаемости породы из-за отложений неорганических солей и риск повреждения пласта остается большим. Это связано с адсорбционно-десорбционными свойствами данного состава, из-за медленного процесса адсорбции и быстрого процесса десорбции.
Известен состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин (патент RU №2070910, опубл. 27.12.1996 г.), содержащий, масс. %: нитрилотриметиленфосфоновую кислоту 0,2-0,5, соляную кислоту 8-13, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) 1-3, воду остальное.
Однако недостатком этого состава является высокая коррозионная активность предложенного состава из-за наличия соляной кислоты и отсутствие ингибитора коррозии.
Известен состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа (патент RU №2599150, опубл. 10.10.2016 г.), принятый за прототип, содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 1-3; соляная кислота 7-10; бифторид аммония - 1-2; неионогенное ПАВ - 0,1-0,2; и вода - остальное.
Недостатком данного состава является его невысокая ингибирующая способность по отношению к неорганическим отложениям кальция при условиях высоких концентраций кальция в пластовой воде.
Техническим результатом является снижение степени повреждения продуктивного пласта, а также увеличение степени защиты скважинного оборудования в призабойной зоне пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод за счет применения фосфоновых кислот.
Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота | 8-10 |
Диэтилентриамин-пента | 3-5 |
Оксиэтилидендифосфоновая кислота | 2-4 |
Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая | |
кислота | 2-5 |
Хлорид аммония | 2-4 |
Изопропиловый спирт | 0,5-2 |
Вода | Остальное |
Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями.
Для исследований использовались:
- соляная кислота, содержащая 5 мас.% HCl, выпускается по ГОСТ 857-95;
- диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновая кислота) (DTPMP);
- оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) - известный продукт, выпускается по ТУ 2439-350-05763458-2003;
- полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота выпускается по ТУ 2439-360-05763441-2001;
- хлорид аммония выпускается по NH4Cl ГОСТ 2210-73;
- изопропиловый спирт выпускается по ГОСТ 9805-84;
- вода.
Добавление фосфоных кислот (DTPMP, ОЭДФ и полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота), в качестве компонентов состава для ингибитора солеотложений, позволяет улучшить его адсорбционно-десорбционные свойства, таким образом снижается риск повреждения пласта из-за отложения неорганических солей.
Ионный состав моделей закачиваемой и пластовой вод, используемых при проведении испытаний, представлен в таблице 1. Из таблицы видно, что пластовая вода имеет высокую концентрации иона кальция, и это способствует отложениям кальция (сульфата кальция и карбоната кальция).
При химической обработке скважины в карбонатный пласт вводится состав, содержащий метиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту, хлорид аммония, изопропиловый спирт и воду.
Состав готовят следующим образом: смесь соляной кислоты, диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновой кислоты) (DTPMP), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ), полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, хлорид аммония и изопропиловый спирт нагревают до температуры 80°C и перемешивают. Полученную массу разливают в требуемые формы и остужают. Состав помещают в перфорированный контейнер.
В зависимости от предполагаемой зоны солеотложения по стволу скважины контейнер может подвешиваться на насосе или монтироваться в зоне перфорации, как по ближайшему аналогу.
Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и торце контейнера, омывают форму состава. За счет умеренного растворения вещества-носителя в добываемой скважинной продукции постепенно высвобождается внесенный фосфорсодержащий реагент - ОЭДФ.
Определение ингибирующей способности раствора проводили по общепринятым методикам. Готовили искусственное перенасыщение раствора сливания растворов двух типов:
Две емкости объемом каждая 250 мл, в одной 50,0 мл пластовой воды, а в другой 50,0 мл закачиваемой воды с 3 мг состава для предотвращения солеотложений, нагреваются в течение 2 ч. Потом в емкость с пластовой водой добавлялась закачиваемая вода, содержащая состав для предотвращения солеотложений, после этого, раствор встряхивают 10 раз, а потом он нагревается в течение 20 ч до температур 60, 80, 100, 120 и 150°C. После термостатирования концентрация ионов кальция определяется путем титрования. Аналогичное исследование проводилось без применения состава для предотвращения солеотложений. Эффективность ингибирования каждым составом для предотвращения солеотложений рассчитается по формуле 1.
Результаты исследований по определению эффективности ингибирования составами для предотвращения солеотложений представлены в таблице 2. Как видно из таблицы, предлагаемый состав имеет высокие значения эффективности ингибирования солеотложений при всех диапазонах температур по сравнению с прототипом. Было выявлено, что температура незначительно влияет на эффективность ингибирования солеотложений предлагаемым составом при статических условиях.
Для оценки повреждения пласта и эффективности ингибиторов солеотложений при динамических условиях измеряют проницаемость горной породы до и после закачки ингибитора солеотложений путем проведения фильтрационных исследований. При этом определяют отношение поврежденной проницаемости к начальной проницаемости породы. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле
где K - проницаемость породы, мкм2; q - скорость закачки раствора, см3/с; μ - вязкость раствора, МПа×с; L - длина керна, см; А - площадь поперечного сечения керна, см2; ΔР - перепад давления, МПа.
Для фильтрационных исследований использовались керны карбонатных коллекторов.
Средние значения параметров кернов:
Длина керна - 5,50 см;
Диаметр керна - 3,00 см;
Пористость керна начальная - 2,5%;
Начальная проницаемость керна - 6,6⋅10-4 мкм2.
Условия эксперимента:
Скорость закачки - 0,1167 см3/с;
Вязкость раствора при 100°C - 2,61⋅10-10 МПа×с;
Температура эксперимента - 100°C;
Противодавление - 8 МПа;
Давление обжима - 30 МПа.
С помощью фильтрационной установки была изучена эффективность предотвращения солеотложений составами при динамических условиях. Установка состоит из двух насосов: в одном закачиваемая вода, а в другом пластовая вода. Смесь закачиваемой и пластовой вод при 50:50 закачивают в образцы естественных кернов в течение 100 минут при температуре 100°С. Закачка смеси проводится без предлагаемого состава и с применением 30 мг/л состава для предотвращения солеотложений. Коэффициент проницаемости горной породы определяется по формуле 1.
Результаты определения эффективности ингибирования составами солеотложений при динамических условиях (фильтрационных исследований) приведены в таблице 3. Как следует из представленных данных, применение предлагаемого состава для предотвращения солеотложений позволяет существенно сохранить проницаемость породы, которая достигает значения 95% от его начального.
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 4.
В ходе экспериментальных исследований определяют эффективность ингибиторов солеотложений путем измерения концентрации ионов кальция в перенасыщенном растворе в соответствии со стандартом NACE ТМ0374-2007. При этом измеряют концентрацию ионов кальция до и после выпадения неорганических солей с ингибитором и без применения ингибитора. Эффективность ингибиторов солеотложений (Э %) при статических условиях рассчитывалась по следующей формуле:
где - концентрация ионов кальция в растворе с ингибитором после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в растворе без ингибитора после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в исходном растворе, мг/л.
Примеры приготовления составов для предотвращения солеотложений.
Пример 1 (таблица 4). В стакан объемом 250 мл в 86,9 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 1,0 г ОЭДФ, 2,0 г бифторида аммония, 0,1 г неионогенного ПАВ.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 1,0; бифторид аммония - 2; неионогенное ПАВ - 0,1; вода - 86,9.
Пример 2. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 3,0 г ОЭДФ, 4,0 г DTPMP, 5,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 3,0 г хлорида аммония, 2,0 г изопропилового спирта.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 3,0; DTPMP - 4,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 5,0; хлорид аммония - 3; изопропиловый спирт - 2,0; вода - 73,0.
Пример 3. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 9,0 г соляной кислоты, 4,0 г ОЭДФ, 5,0 г DTPMP, 4,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 4,0 г хлорида аммония, 1,0 г изопропилового спирта.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 9,0; ОЭДФ - 4,0; DTPMP - 5,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 4,0; хлорид аммония - 4; изопропиловый спирт - 1,0; вода - 73,0.
Пример 4. В стакан объемом 250 мл в 82,5 мл воды добавляют 8,0 г соляной кислоты, 2,0 г ОЭДФ, 3,0 г DTPMP, 2,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 2,0 г хлорида аммония, 0,5 г изопропилового спирта.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 8,0; ОЭДФ - 2,0; DTPMP - 3,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 2,0; хлорид аммония - 2; изопропиловый спирт - 0,5; вода - 82,5.
Claims (2)
- Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти, содержащий соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
Соляная кислота 8-10 Диэтилентриамин-пента 3-5 Оксиэтилидендифосфоновая кислота 2-4 Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота 2-5 Хлорид аммония 2-4 Изопропиловый спирт 0,5-2 Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016144277A RU2637537C1 (ru) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016144277A RU2637537C1 (ru) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2637537C1 true RU2637537C1 (ru) | 2017-12-05 |
Family
ID=60581544
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016144277A RU2637537C1 (ru) | 2016-11-10 | 2016-11-10 | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2637537C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4810405A (en) * | 1987-10-21 | 1989-03-07 | Dearborn Chemical Company, Limited | Rust removal and composition thereof |
RU2070910C1 (ru) * | 1994-01-28 | 1996-12-27 | Производственное объединение "Башнефть" | Состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин |
RU2259470C2 (ru) * | 2003-04-09 | 2005-08-27 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти |
EA007769B1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-12-29 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
RU2417955C1 (ru) * | 2009-10-05 | 2011-05-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Состав для предотвращения неорганических отложений |
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
- 2016-11-10 RU RU2016144277A patent/RU2637537C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4810405A (en) * | 1987-10-21 | 1989-03-07 | Dearborn Chemical Company, Limited | Rust removal and composition thereof |
RU2070910C1 (ru) * | 1994-01-28 | 1996-12-27 | Производственное объединение "Башнефть" | Состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин |
RU2259470C2 (ru) * | 2003-04-09 | 2005-08-27 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти |
EA007769B1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-12-29 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
RU2417955C1 (ru) * | 2009-10-05 | 2011-05-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Состав для предотвращения неорганических отложений |
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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8978762B2 (en) | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid | |
US10035949B2 (en) | Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation | |
BRPI0608118A2 (pt) | uso de ácidos alcanossulfÈnicos solúveis em água, e, processo para o incremento da permeabilidade de formações rochosas subterráneas carbonáticas e/ou contendo carbonato contendo óleo mineral e/ou gás natural e/ou para a dissolução de impurezas carbonáticas e/ou contendo carbonato na produção de óleo mineral | |
US20120118569A1 (en) | Oxygen Scavenger Compositions for Completion Brines | |
Almubarak et al. | Design and application of high-temperature raw-seawater-based fracturing fluids | |
RU2718591C2 (ru) | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений | |
AU2011200525A1 (en) | Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs | |
NO344117B1 (no) | Vandig sammensetning for behandling av hydrokarbonbrønner | |
US8236734B1 (en) | Method for preventing scale formation in the presence of dissolved iron | |
RU2451169C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US20160369155A1 (en) | Methods of inhibiting salt precipitation and corrosion | |
US20160130494A1 (en) | Corrosion inhibitors for drilling fluid brines | |
US20170037295A1 (en) | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling | |
EP3986978B1 (en) | Aqueous delayed acid system for well stimulation | |
RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
RU2320852C2 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании | |
RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2637537C1 (ru) | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти | |
EA007769B1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
US20140066351A1 (en) | Stabilized Pipe Scaling Remover and Inhibitor Compound | |
RU2307798C1 (ru) | Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) | |
RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
RU2470060C1 (ru) | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин | |
RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
RU2599150C1 (ru) | Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201111 |