RU2679029C1 - Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) - Google Patents
Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679029C1 RU2679029C1 RU2018111905A RU2018111905A RU2679029C1 RU 2679029 C1 RU2679029 C1 RU 2679029C1 RU 2018111905 A RU2018111905 A RU 2018111905A RU 2018111905 A RU2018111905 A RU 2018111905A RU 2679029 C1 RU2679029 C1 RU 2679029C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- concentration
- hydrochloric acid
- acid
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 59
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 4
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical group Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical group 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- UPDATVKGFTVGQJ-UHFFFAOYSA-N sodium;azane Chemical compound N.[Na+] UPDATVKGFTVGQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
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)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в прискважинной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также в качестве технологической жидкости при перфорации и гидроразрыве пластов.The proposal relates to the field of oil production, in particular to compositions for acid treatment of formations, and can be used for the chemical dissolution of rocks and clogging deposits in the borehole zone of an oil, gas and gas condensate formation, as well as a process fluid for perforation and hydraulic fracturing.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.1994 в бюл. №10), содержащий водный раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин при следующем соотношении ингредиентов, об. %:A known composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone (patent RU No. 20133530, IPC ЕВВ 43/27, publ. 05/30/1994 in bull. No. 10), containing an aqueous solution of hydrochloric acid of 15-18% concentration, technical lignosulfonates and water-soluble aliphatic alcohols, or glycols, or glycerin in the following ratio of ingredients, vol. %:
Известный состав обладает в 13,7-32,7 раза более низкой скоростью реакции в отношении карбонатов, стабилизирует отработанный кислотный раствор в отношении трехвалентного железа, имеет в 2,1-13 раз более высокие значения по вязкости по сравнению с традиционными кислотными составами.The known composition has a 13.7-32.7 times lower reaction rate with respect to carbonates, it stabilizes the spent acid solution with respect to ferric iron, and has 2.1-13 times higher viscosity values in comparison with traditional acid compositions.
Недостатками данного состава являются:The disadvantages of this composition are:
1. Узкий диапазон изменения скорости реакции и вязкости состава, что ограничивает область его применения.1. A narrow range of changes in the reaction rate and viscosity of the composition, which limits the scope of its application.
2. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа с учетом очень большого содержания этого элемента в колонне насосно-компрессорных труб, по которой состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта закачивается в пласт. Кроме этого, кислота дополнительно насыщается ионами железа при реакциях с породой пластов.2. An insufficient degree of neutralization of ferric ions, given the very high content of this element in the tubing string, through which the composition for acidizing the bottom-hole formation zone is pumped into the formation. In addition, the acid is additionally saturated with iron ions in reactions with rock formations.
3. Возможность образования в пласте закупоривающих поры эмульсий прямого и обратного типов.3. The possibility of formation in the reservoir of clogging pores of emulsions of direct and reverse types.
Наиболее близким аналогом является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 в бюл. №29). Состав включает водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа - уксусную кислоту 80%-ной концентрации, поверхностно-активное вещество (ПАВ), деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт (ИПС) или кубовые остатки бутиловых спиртов (КОБС), лигносульфонаты технические при следующем соотношении ингредиентов, об. %:The closest analogue is the composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone (patent RU No. 2308475, IPC S09K 8/74, publ. 10/20/2007 in bull. No. 29). The composition includes an aqueous solution of hydrochloric acid, an iron neutralizer - acetic acid of 80% concentration, a surface-active substance (surfactant), a water-soluble demulsifier, isopropyl alcohol (IPA) or bottoms of butyl alcohol (CBS), technical lignosulfonates in the following ratio of ingredients, about. %:
Состав обладает улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами и параметрами по растворению карбонатной породы, по динамической вязкости, ингибированию осаждения осадков и эмульсиеобразования.The composition has improved physicochemical and technological properties and parameters for the dissolution of carbonate rock, for dynamic viscosity, inhibition of precipitation and emulsion formation.
Недостатки данного состава:The disadvantages of this composition:
1. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, как следствие, дисперсный гидроксид железа выпадает в норовом пространстве пласта и закупоривает фильтрационные каналы. Нейтрализующая способность состава, включающего лигносульфонаты технические и уксусную кислоту, недостаточна для предотвращения этого негативного явления. Кроме этого, уксусная кислота имеет высокую стоимость и увеличивает затраты на приготовление и применение известного состава.1. An insufficient degree of neutralization of ferric ions, as a result, dispersed iron hydroxide precipitates in the hole space of the formation and clogs the filtration channels. The neutralizing ability of the composition, including technical lignosulfonates and acetic acid, is insufficient to prevent this negative phenomenon. In addition, acetic acid has a high cost and increases the cost of preparing and using the known composition.
2. Деэмульгирующий компонент известного состава не обеспечивает полного исключения образования высоковязких кольматирующих смесей и эмульсий при контакте состава с нативной нефтью.2. The demulsifying component of a known composition does not provide a complete exclusion of the formation of highly viscous mating mixtures and emulsions upon contact of the composition with native oil.
3. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки, как следствие, конечная эффективность обработки снижается. ПАВ, применяемые в данном составе, недостаточно эффективны для полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении. Для повышения эффективности обработки пласта необходимо обеспечить снижение поверхностного межфазного натяжения на границе «порода - флюид», диспергирование, смачивание и вынос мелкодисперсных частиц и продуктов реакций при промывке и освоении скважин после обработки.3. The lack of ability to carry the reaction products from the reservoir after treatment, as a result, the final processing efficiency is reduced. Surfactants used in this composition are not effective enough to completely remove reaction products from the formation during development. To increase the efficiency of the formation treatment, it is necessary to reduce the surface interfacial tension at the "rock-fluid" boundary, disperse, wet and remove fine particles and reaction products during washing and well development after treatment.
4. Наиболее близкий аналог эффективен только в поровых карбонатных коллекторах, в остальных типах коллекторов он не применим из-за низких величин вязкости, не обладает замедленной скоростью реакции.4. The closest analogue is effective only in pore carbonate reservoirs, in other types of reservoirs it is not applicable due to low viscosity values, it does not have a slow reaction rate.
Технической задачей изобретения является создание многоцелевого кислотного состава для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) с улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами за счет полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения. Одновременно решается задача снижения экономических затрат на приготовление и применение кислотного состава за счет синергетического подбора новых эффективных, но менее дорогих ингредиентов.An object of the invention is the creation of a multi-purpose acid composition for acid treatment of the near-wellbore zone of the formation (PZP) with improved physicochemical and technological properties due to the complete prevention of the occurrence of colmatizing gel-like iron-containing sediments, inhibition of the process of emulsion formation and the complete removal of reaction products from the formation during the development process. At the same time, the task of reducing the economic costs of preparing and using the acid composition is solved by synergistic selection of new effective, but less expensive ingredients.
Технические задачи решаются составом для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащим водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт.Technical problems are solved by the composition for acid treatment of the borehole zone of the reservoir, containing an aqueous solution of hydrochloric acid, an iron neutralizer, a surfactant, a surfactant, a demulsifier, water-soluble, isopropyl alcohol.
По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:According to the first variant, the composition is additionally containing an acid corrosion inhibitor TN-ICKS, as an aqueous solution of hydrochloric acid - an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration, as an iron neutralizer - Intens-1 or TN-SZHKS , as surfactant - Surfasol or TN-MS-2, as a water-soluble demulsifier - TN-DEKS in the following ratio of ingredients, vol. %:
По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, лигносульфонаты технические жидкие, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:According to the second option, the composition is additionally containing an acid corrosion inhibitor TN-ICKS, technical liquid lignosulfonates, as an aqueous solution of hydrochloric acid, contains an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration, and Intens-1 as an iron neutralizer or TH-SZHKS, as a surfactant - Surfasol or TH-MS-2, as a water-soluble demulsifier - TH-DEKS in the following ratio of ingredients, vol. %:
По третьему варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:According to the third option, the composition is additionally containing an acid corrosion inhibitor TN-ICKS, an aqueous solution of hydrofluoric acid of 40-70% concentration, as an aqueous solution of hydrochloric acid contains an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration, as an iron neutralizer, Intens-1 or TN-SZHKS, as a surfactant, Surfasol or TN-MS-2, as a water-soluble demulsifier, TN-DEX in the following ratio of ingredients, vol. %:
По четвертому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве НАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:According to the fourth variant, the composition additionally contains an acid corrosion inhibitor TN-ICKS, a polymer, which is used as an aqueous solution of polyacrylamide 3-5% concentration or an aqueous solution of modified starch 3-5% concentration, as an aqueous hydrochloric acid solution - an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration, as an iron neutralizer - Intens-1 or TN-SZHKS, as NAV - Surfasol or TN-MS-2, as a demulsifier of water-soluble - TN-DEKS at the next ratio of ingredients, vol. %:
Существенными признаками предлагаемых составов являются впервые применяемые новые смеси (композиции), включающие ранее не использовавшиеся химические ингредиенты:The essential features of the proposed formulations are the first-used new mixtures (compositions), including previously unused chemical ingredients:
- Интенс-1 или ТН-СЖКС в качестве нейтрализатора выпадения железосодержащих осадков в пласте;- Intens-1 or TN-SZHKS as a neutralizer for the precipitation of iron-containing sediments in the reservoir;
- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС;- water-soluble demulsifier TN-DEKS;
- Сурфасол или ТН-МС-2 (моющее средство) в качестве ПАВ;- Surfasol or TH-MS-2 (detergent) as a surfactant;
- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС в сочетании с ИПС и водным раствором синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации.- an acid corrosion inhibitor TN-ICKS in combination with IPA and an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration.
Для приготовления составов используют следующие ингредиенты:The following ingredients are used to prepare the formulations:
- нейтрализатор железа Интенс-1 - представляет собой смесь органических веществ. Это прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с резким неприятным запахом с плотностью при 20°С 1,00-1,20 г/см3, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с. Используется в качестве стабилизатора при предотвращении выпадения соединений трехвалентного иона железа (Fe3+) до двухвалентного (Fe2+), в результате чего исключается необратимая вторичная кольматация пласта;- Intens-1 iron neutralizer - is a mixture of organic substances. It is a clear liquid from colorless to brown in color with a sharp unpleasant odor with a density at 20 ° C of 1.00-1.20 g / cm 3 , kinematic viscosity at 20 ° C not more than 50 mm 2 / s. It is used as a stabilizer to prevent the precipitation of compounds of ferric iron ion (Fe 3+ ) to divalent (Fe 2+ ), as a result of which irreversible secondary formation mudding is excluded;
- нейтрализатор железа ТН-СЖКС - представляет собой сложную композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе. По внешнему виду ТН-СЖКС - однородная жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция, с плотностью при 20°С не менее 1,01 г/см3. Предназначен для применения в технологических процессах обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Применяется в качестве присадки к кислотному составу с целью сохранения коллекторских свойств пласта путем предотвращения образования вторичных продуктов реакции гидроокиси железа, исключения «пиклинга» и предотвращения кольматации пласта соединениями Fe3+;- iron neutralizer TN-SZHKS - is a complex composition of organic acids, quaternary ammonium salts in an organic solvent. In appearance, TN-SZHKS is a homogeneous liquid from yellow to dark brown in color, opalescence is allowed, with a density at 20 ° C of at least 1.01 g / cm 3 . Designed for use in the technological processes of processing PZP injection and production wells. It is used as an additive to the acid composition in order to preserve the reservoir properties of the formation by preventing the formation of secondary products of the reaction of iron hydroxide, eliminating “pickling” and preventing the formation of colmatation by Fe 3+ compounds;
- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - представляет собой композиционную смесь блок-сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в спиртовом растворителе, по внешнему виду - однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, допускается опалесценция, с массовой долей сухого остатка не менее 40%, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с, плотностью при 20°С не более 0,96 г/см3. Предназначен для применения в качестве добавки к кислотному составу в целях предотвращения образования эмульсии при кислотных обработках;- water-soluble demulsifier TN-DEKS - is a composite mixture of block copolymers of ethylene oxide and propylene oxide in an alcohol solvent, in appearance - a homogeneous liquid from light yellow to brown, opalescence is allowed, with a mass fraction of solids of not less than 40%, kinematic viscosity at 20 ° C not more than 50 mm 2 / s, density at 20 ° C not more than 0.96 g / cm 3 . It is intended for use as an additive to the acid composition in order to prevent the formation of an emulsion during acid treatments;
- ПАВ Сурфасол - представляет собой сложную сбалансированную композицию ПАВ и синергетических добавок. Изготавливается из следующих веществ: этиленгликоля, альфа-(нонилфенил)-омега-гидроксиокта(окси-1,2-этандиил), кокамидопропилбетаина, воды. По внешнему виду Сурфасол представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах 0,90-1,10 г/см3. Используется как компонент кислотных составов при проведении обработки ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах и применяется с целью кислотной обработки терригенных и карбонатных пластов, кислотной очистки (восстановления) проводимости и интенсификации добычи нефти, а также для повышения приемистости нагнетательных скважин и регулирования потоков. Обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта за счет низкого межфазного натяжения на границе «состав - нефть». Способствует обработке коллектора на большую глубину вследствие замедления реакции с породой, предотвращает выпадение продуктов реакции;- Surfactant surfactant - is a complex balanced composition of surfactants and synergistic additives. It is made from the following substances: ethylene glycol, alpha- (nonylphenyl) -omega-hydroxyocta (oxy-1,2-ethanediyl), cocamidopropyl betaine, water. In appearance, Surfasol is a homogeneous liquid from light yellow to dark brown in color with a density at 20 ° C in the range of 0.90-1.10 g / cm 3 . It is used as a component of acidic compounds during the treatment of FBZ in production and injection wells and is used for the acid treatment of terrigenous and carbonate formations, acid treatment (recovery) of conductivity and intensification of oil production, as well as to increase the injectivity of injection wells and control flows. It has high penetration into the pore space of the oil-saturated part of the reservoir due to the low interfacial tension at the boundary "composition - oil". It contributes to the processing of the collector to a greater depth due to the slowdown of the reaction with the rock, prevents the loss of reaction products;
- ПАВ ТН-МС-2 - моющий реагент, который применяется в качестве технического моющего средства, а также используется в качестве компонента для приготовления составов, применяемых в технологических процессах добычи нефти. Представляет собой композицию из анионо- и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте. По внешнему виду ТН-МС-2 - прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 30%, кинематической вязкостью при 20°С не более 30 мм2/с, температурой застывания не выше минус 40°С;- Surfactant TN-MS-2 - a washing reagent, which is used as a technical detergent, and is also used as a component for the preparation of compositions used in oil production processes. It is a composition of anionic and nonionic surfactants in a water-alcohol solution and alcohol. In appearance, TH-MS-2 is a clear liquid from colorless to brown with a mass fraction of solids of not less than 30%, kinematic viscosity at 20 ° C not more than 30 mm 2 / s, pour point not higher than minus 40 ° C;
- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - представляет собой композиционную смесь азотсодержащих реагентов в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду это однородная жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 15% и плотностью при 20°С не менее 0,8 г/см3. Ингибитор применяется в качестве присадки к соляной кислоте и соляно-кислотным составам в целях снижения их коррозионной агрессивности по отношению к стали;- acid corrosion inhibitor TN-ICKS - is a composite mixture of nitrogen-containing reagents in a water-alcohol solution. In appearance, it is a homogeneous liquid from brown to dark brown in color with a mass fraction of solids of at least 15% and a density at 20 ° C of at least 0.8 g / cm 3 . The inhibitor is used as an additive to hydrochloric acid and hydrochloric acid compositions in order to reduce their corrosiveness in relation to steel;
- ИПС - выпускается по ГОСТ 9805-84;- IPS - is produced according to GOST 9805-84;
- соляная синтетическая кислота - образуется в результате синтеза хлористого водорода путем сжигания электролитического хлора в токе водорода с последующей абсорбцией хлористого водорода водой. По внешнему виду соляная синтетическая кислота - прозрачная желтая жидкость с массовой долей хлористого водорода не менее 31,5%, массовой долей железа (Fe) не более 0,015%;- hydrochloric synthetic acid - is formed as a result of the synthesis of hydrogen chloride by burning electrolytic chlorine in a stream of hydrogen, followed by absorption of hydrogen chloride by water. In appearance, hydrochloric synthetic acid is a transparent yellow liquid with a mass fraction of hydrogen chloride of not less than 31.5%, mass fraction of iron (Fe) not more than 0.015%;
- лигносульфонаты технические жидкие - представляют собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемых из щелоков варки целлюлозы на смешанном натрий-аммониевом или аммониевом основании. По внешнему виду лигносульфонаты технические жидкие - однородная текучая жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 46%, pH не менее 5,8, плотностью не менее 1,22 г/см3. В нефтедобыче используются в качестве компонента для приготовления промывочных жидкостей и изолирующих составов;- technical liquid lignosulfonates - are a mixture of lignosulfonic acid salts with an admixture of reducing substances and mineral salts obtained from cellulose cooking liquors on a mixed sodium-ammonium or ammonium base. In appearance, technical liquid lignosulfonates are a homogeneous dark brown flowing liquid with a mass fraction of solids of at least 46%, a pH of at least 5.8, and a density of at least 1.22 g / cm 3 . In oil production, they are used as a component for the preparation of flushing liquids and insulating compounds;
- фтористоводородная кислота - выпускается по ТУ 48-5-184-78;- hydrofluoric acid - is produced according to TU 48-5-184-78;
- полиакриламид - представляет собой сополимер акриламида и акри-лата натрия, по внешнему виду - белый или желтоватый сыпучий порошок с насыпной плотностью 550-750 г/см3, со свободным истечением, с массовой долей сухого остатка не менее 90%;- polyacrylamide - is a copolymer of acrylamide and sodium acrylate, in appearance - a white or yellowish free-flowing powder with a bulk density of 550-750 g / cm 3 , with free flow, with a mass fraction of solids of not less than 90%;
- модифицированный крахмал - 100%-ный крахмал из кукурузы - содержит 1% алюмокалиевых квасцов. По внешнему виду - тонкодисперсный однородный порошок, белый с желтоватым оттенком и нейтральным запахом. Модифицированный крахмал имеет массовую долю влаги не более 13%, массовую долю золы не более 0,3%, pH в растворе - 3,5-8,5.- modified starch - 100% starch from corn - contains 1% potassium alum. In appearance - a finely divided homogeneous powder, white with a yellowish tint and a neutral odor. Modified starch has a mass fraction of moisture of not more than 13%, a mass fraction of ash of not more than 0.3%, and a pH in solution of 3.5-8.5.
Увеличение диапазона действия регулируемых технологических параметров, эффективности физико-химических свойств и многоцелевого применения новых составов достигается введением в качестве основного компонента водного раствора синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации и нового набора ингредиентов при предлагаемом их соотношении.An increase in the range of controlled technological parameters, the effectiveness of physicochemical properties and the multi-purpose use of new compositions is achieved by introducing as a main component an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30-36% concentration and a new set of ingredients at their proposed ratio.
Для некоторых карбонатных пород с преобладанием поровой структуры-матрицы и технологических операций по стимуляции требуется практически небольшое замедление скорости реакции (в 2-7 раз), этому требованию отвечает рецептура состава по первому варианту, которая придает ему новое свойство - преобладающее поверхностно-активное внедрение в поровую структуру матрицы пласта за счет улучшения смачивающих свойств ингредиентов (ИПС, Сурфасола или ТН-МС-2). Состав по первому варианту позволяет регулировать скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение в системе «нефть - состав», при этом замедляя скорость реакции от 2 до 7 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), увеличивая динамическую вязкость в 2-5 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), снижая поверхностное натяжение в 2-4 раза.For some carbonate rocks with a predominance of the pore matrix structure and technological operations for stimulation, an almost slight slowdown of the reaction rate is required (2-7 times), this requirement is met by the formulation of the first option, which gives it a new property - the predominant surface-active introduction pore structure of the matrix of the reservoir by improving the wetting properties of the ingredients (IPA, Surfasol or TH-MS-2). The composition according to the first option allows you to adjust the reaction rate, viscosity, interfacial tension in the oil-composition system, while slowing down the reaction rate from 2 to 7 times (compared with the closest analogue), increasing the dynamic viscosity by 2-5 times (by compared with the closest analogue), reducing surface tension by 2-4 times.
Так, сочетание ингредиентов по второму варианту позволяет регулировать скорость реакции с карбонатами в диапазоне технологически необходимых низких значений этого параметра, в частности, данный состав обладает в 5-10 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с наиболее близким аналогом. В основе этого эффекта лежит способность лигносульфонатов технических жидких (соли лигносульфоновых кислот, моносульфитный щелок, сахара, микроостатки целлюлозы, другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой, замедляющий скорость реакции кислоты с минералами породы. ИПС совместно с ПАВ, содержащимися в Сурфасоле или ТН-МС-2, усиливают эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы.So, the combination of ingredients according to the second option allows you to control the reaction rate with carbonates in the range of technologically necessary low values of this parameter, in particular, this composition has a 5-10 times lower reaction rate compared to the closest analogue. This effect is based on the ability of technical liquid lignosulfonates (lignosulfonic acid salts, monosulfite liquor, sugars, cellulose micro residues, and other high molecular weight compounds) to be adsorbed on the rock surface, creating a screening layer that slows down the rate of acid reaction with rock minerals. IPS together with surfactants contained in Surfasol or TN-MS-2 enhance the effect by changing the wettability of the rock surface.
Рецептура состава по третьему варианту обеспечивает обработку как карбонатных пород с повышенным содержанием глинистых компонентов, так и терригенных песчаников, полимиктовых пород-коллекторов, что значительно расширяет область использования состава.The composition of the composition according to the third option provides the processing of carbonate rocks with a high content of clay components, and terrigenous sandstones, polymictic rocks-reservoirs, which significantly expands the scope of use of the composition.
Рецептура состава по четвертому варианту обеспечивает увеличение диапазона регулирования вязкости от 125 до 3000 мПа⋅с при различных скоростях сдвига при одновременном снижении скорости реакции в 5-10 раз по сравнению с наиболее близким аналогом. Этот технический эффект расширяет область применения состава как в технологическом плане (повышается эффективность таких операций, как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта и ряд других операций), так и по геолого-физическим условиям (практически вся природная гамма пластов-коллекторов от порово-трещинных до трещинно-кавернозных по структуре и литологии - от карбонатных до терригенных типов).The formulation of the composition according to the fourth embodiment provides an increase in the range of viscosity control from 125 to 3000 mPa⋅s at various shear rates while reducing the reaction rate by 5-10 times compared with the closest analogue. This technical effect expands the scope of the composition both technologically (the efficiency of operations such as directional acid treatments, acid fracturing, deep acid treatments, acid hydro-monitoring drilling and formation processing, and a number of other operations), as well as geological and physical conditions (practically all natural gamut of reservoirs from pore-fractured to fractured-cavernous in structure and lithology - from carbonate to terrigenous types).
Именно этот комплекс физико-химических свойств составов, достигаемый именно в этой новой предлагаемой качественной и количественной комбинации ингредиентов, обеспечивает заданный технический и экономический эффекты, выражающиеся в достижении лучших количественных показателей химической обработки элементов пласта-коллектора (см. табл. 2) и снижении затрат на приготовление и применение заявляемых составов. Последнее достигается целенаправленным применением относительно дешевых и эффективных ингредиентов, выпускаемых собственными химическими предприятиями ПАО «Татнефть».It is this complex of physicochemical properties of the compositions, achieved precisely in this new proposed qualitative and quantitative combination of ingredients, that provides the specified technical and economic effects, which are expressed in achieving the best quantitative indicators of chemical treatment of the elements of the reservoir (see table 2) and reducing costs on the preparation and use of the claimed compounds. The latter is achieved by the targeted use of relatively cheap and effective ingredients produced by Tatneft’s own chemical enterprises.
Пример 1. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 10 см3 (1 об. %) при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 968 см3 (96,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по первому варианту готовят аналогично.Example 1. The composition for the acid treatment of the PPP in a volume of 1000 cm 3 is prepared as follows. IPS 10 cm 3 (1 vol.%) Is placed in a beaker of 1500 cm 3 with a stirring ingredients: TH-MS-2 - 2 cm 3 (0.2 vol.%), Demulsifier water-soluble TN-DEKS - 10 cm 3 (1 vol.%), TN-SZHKS iron neutralizer - 5 cm 3 (0.5 vol.%), TN-ICKS acid corrosion inhibitor - 5 cm 3 (0.5 vol.%). Stir the resulting solution for 1 min. Then, 968 cm 3 (96.8 vol.%) Of an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30% concentration is introduced into this solution. Stirred for 10 minutes to obtain a homogeneous composition for the acid treatment of the PPP. The remaining compositions for the acid treatment of the PPP according to the first embodiment are prepared in the same way.
Полученный состав подвергали испытаниям, замеряли физико-химические параметры.The resulting composition was tested, measured physico-chemical parameters.
Пример 2. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают лигносульфонаты технические жидкие 180 см3 (18 об. %). Далее при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке добавляют ингредиенты: ИПС 10 см3 (1 об. %), Сурфасол - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 788 см3 (78,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 5-7 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по второму варианту готовят аналогично.Example 2. The composition for the acid treatment of the PPP in a volume of 1000 cm 3 is prepared as follows. Technical liquid lignosulfonates of 180 cm 3 (18 vol.%) Are placed in a 1500 cm 3 beaker. Then, with constant stirring on a laboratory stirrer, add the ingredients: IPA 10 cm 3 (1 vol.%), Surfasol - 2 cm 3 (0.2 vol.%), Demulsifier water-soluble TN-DEKS - 10 cm 3 (1 vol.%) , Intens-1 iron neutralizer - 5 cm 3 (0.5 vol.%), acid corrosion inhibitor TN-ICKS - 5 cm 3 (0.5 vol.%). Stir the resulting solution for 1 min. Then, 788 cm 3 (78.8 vol.%) Of an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 30% concentration is introduced into this solution. Stirred for 5-7 minutes to obtain a homogeneous composition for the acid treatment of the PPP. The remaining compositions for the acid treatment of the PPP in the second embodiment are prepared similarly.
Пример 3. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 3 см3 (3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Далее в полученный раствор вводят водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации (85 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 35%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по третьему варианту готовят аналогично.Example 3. The composition for the acid treatment of the PPP in a volume of 1000 cm 3 is prepared as follows. IPS 20 cm 3 (2 vol.%) Is placed in a 1500 cm 3 beaker, the ingredients are added with stirring: ТН-МС-2 - 3 cm 3 (3 vol.%), Water-soluble demulsifier ТН-ДЭКС - 30 cm 3 ( 3 vol.%), TN-SZHKS iron neutralizer - 10 cm 3 (1 vol.%), TN-ICKS acid corrosion inhibitor - 10 cm 3 (1 vol.%). Stir the resulting solution for 1 min. Next, an aqueous solution of hydrofluoric acid of 70% concentration (85 vol.%) Of an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 35% concentration is introduced into the resulting solution. Stirred for 10 minutes to obtain a homogeneous composition for the acid treatment of the PPP. The remaining compositions for the acid treatment of the PPP in the third embodiment are prepared in the same way.
Пример 4. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: Сурфасол - 3 см3 (0,3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 847 см3 (84,7 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 32%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин. Далее в полученный раствор при перемешивании вводят водный раствор полиакриламида 5%-ной концентрации 80 см3 (8 об. %) до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по четвертому варианту готовят аналогично.Example 4. The composition for the acid treatment of the PPP in a volume of 1000 cm 3 is prepared as follows. IPS 20 cm 3 (2 vol.%) Is placed in a beaker of 1,500 cm 3 , the ingredients are added with stirring: Surfasol - 3 cm 3 (0.3 vol.%), Water-soluble demulsifier TN-DEKS - 30 cm 3 (3 vol. %), Intens-1 iron neutralizer - 10 cm 3 (1 vol.%), acid corrosion inhibitor TN-ICKS - 10 cm 3 (1 vol.%). Stir the resulting solution for 1 min. Then, 847 cm 3 (84.7 vol.%) Of an aqueous solution of synthetic hydrochloric acid of 32% concentration is introduced into this solution. Stirred for 10 minutes. Next, an aqueous solution of polyacrylamide of 5% concentration of 80 cm 3 (8 vol.%) Is introduced into the resulting solution with stirring until a homogeneous composition for the acid treatment of the PPP is obtained. The remaining compositions for the acid treatment of the PPP in the fourth embodiment are prepared in the same way.
Динамическую вязкость состава определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-4 и ротационном Реотест-2.The dynamic viscosity of the composition was determined on a VPZh-4 capillary viscometer and a rotational Reotest-2.
Скорость реакции состава оценивали массовым методом, при котором образец керна с определенной площадью и массой помещали в испытуемый состав. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения образца керна.The reaction rate of the composition was evaluated by the mass method, in which a core sample with a certain area and weight was placed in the test composition. According to the change in mass for a fixed time, the dissolution rate of the core sample was determined.
Степень стабилизации состава по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав хлорного железа и по замеру объема или визуализации выпавшего в осадок гидроксида железа при ситовом анализе.The degree of stabilization of the composition with respect to iron ions was determined visually when dosing into the composition of ferric chloride and by measuring the volume or visualization of the precipitated iron hydroxide in a sieve analysis.
Проникающую способность состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта и его поверхностную активность оценивали по величине межфазного натяжения на границе «состав - нефть».The penetrating ability of the composition into the pore space of the oil-saturated part of the reservoir and its surface activity were evaluated by the magnitude of the interfacial tension at the interface "composition - oil".
Степень предотвращения образования блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте состава с нефтью оценивали визуально и по степени вязкости продуктов реакции.The degree of prevention of formation of highly viscous mixtures and emulsions blocking the formation upon contact of the composition with oil was evaluated visually and by the degree of viscosity of the reaction products.
Рецептуры (варианты) и свойства предлагаемого и известного по наиболее близкому аналогу составов приведены в табл. 1 и 2.The formulations (options) and properties of the proposed and known for the closest analogue of the compositions are given in table. 1 and 2.
Приведенные в табл. 1 и 2 данные свидетельствуют о том, что предлагаемые составы по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу имеют широкий диапазон замедления скорости реакции. По такому важному параметру, как динамическая вязкость, наблюдается, что у наиболее близкого аналога вязкость регулируется в пределах 10-80 мПа⋅с, а у предлагаемых составов диапазон изменения вязкости от 8 до 3000 мПа⋅с. Предлагаемые составы практически не образуют осадков гидроксида железа, а наиболее близкий аналог образует, хотя и в небольшом объеме, но и его достаточно для закупорки поровых каналов пласта. Качественно новым признаком является степень снижения межфазного натяжения предлагаемых составов на границе с нефтью. Так, диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,12 до 0,91 мН/м, в то время как у известного состава он гораздо выше (0,08-0,14 мН/м). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемых составов сравнима с вязкостью самой нефти (12-39 мПа⋅с).Given in the table. 1 and 2, the data indicate that the proposed compositions in comparison with the composition of the closest analogue have a wide range of deceleration of the reaction rate. According to such an important parameter as dynamic viscosity, it is observed that the viscosity of the closest analogue is adjustable within 10-80 mPa⋅s, and the proposed compositions have a viscosity variation range from 8 to 3000 mPa⋅s. The proposed compositions practically do not form precipitation of iron hydroxide, and the closest analogue forms, although in a small volume, but it is enough to plug the pore channels of the formation. A qualitatively new sign is the degree of decrease in the interfacial tension of the proposed compositions at the border with oil. So, the range of variation of this important parameter is from 0.12 to 0.91 mN / m, while for the known composition it is much higher (0.08-0.14 mN / m). The viscosity of the reaction products in a mixture with oil in the proposed compositions is comparable to the viscosity of the oil itself (12-39 mPa⋅s).
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составах снижается технологичность или это нецелесообразно ввиду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в составах ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.The research results showed the optimality of the content of the ingredients of the compositions within the specified limits. With an increase in the content of ingredients in the compositions, manufacturability decreases or this is impractical due to the stabilization of parameters at the same level. With a decrease in the content of ingredients in the compositions below the specified limits, a decrease in the physicochemical properties of the composition is observed.
За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача: созданы универсальные, многоцелевые кислотные составы с улучшенными технологическими свойствами. Они могут применяться во всех известных технологических операциях по кислотной стимуляции скважин и пластов. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемых составов для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей - как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах.By increasing the range of regulation of the reaction rate, dynamic viscosity, completely preventing the formation of gelding gelatinous precipitates, inhibiting the process of emulsion formation and the complete removal of reaction products from the formation during development, the task is completely solved: universal, multi-purpose acid compounds with improved technological properties are created. They can be used in all known technological operations for acid stimulation of wells and reservoirs. This leads to high technical and economic efficiency of the proposed compositions for increasing the productivity of oil wells operating in a wide variety of geological and physical conditions of fields and deposits - both in carbonate and terrigenous reservoirs.
Таким образом, предлагаемое изобретение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет увеличения объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов в результате его применения.Thus, the proposed invention, when widely deployed in the oil and gas industry, will bring significant profit due to an increase in hydrocarbon production, integration of operations over time, and the saving of material and labor resources as a result of its application.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (en) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (en) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2679029C1 true RU2679029C1 (en) | 2019-02-05 |
Family
ID=65273778
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (en) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2679029C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| EA007853B1 (en) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2308475C1 (en) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) |
| RU2382189C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Acid composition for treating bottom-hole formation zone |
| RU2545582C1 (en) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
| RU2616949C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Acid composition for treatment of low permeable high temperature formations with high clay and carbonates content |
| RU2641044C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
| RU2643050C2 (en) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
-
2018
- 2018-04-02 RU RU2018111905A patent/RU2679029C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA007853B1 (en) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2308475C1 (en) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) |
| RU2382189C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Acid composition for treating bottom-hole formation zone |
| RU2545582C1 (en) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
| RU2643050C2 (en) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
| RU2616949C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Acid composition for treatment of low permeable high temperature formations with high clay and carbonates content |
| RU2641044C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| EA 007853 B1, (ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В.), 27.02.2007. ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 44-100, 124-130, 134-141, 149. * |
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 44-100, 124-130, 134-141, 149. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| Nasr-El-Din et al. | Stimulation of water-disposal wells using acid-in-diesel emulsions: Case histories | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| US4074755A (en) | Ion exchange controlled chemically aided waterflood process | |
| Sayed et al. | Effect of oil saturation on the flow of emulsified acids in carbonate rocks | |
| CN108570317A (en) | A kind of microemulsion released for LOW PERMEABILITY RESERVOIR water blocking damage | |
| CN108048071B (en) | Chemical yield increasing liquid for low-permeability reservoir and preparation method thereof | |
| RU2655267C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
| RU2308475C1 (en) | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) | |
| CN110791279A (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for low-permeability sandstone oil reservoir | |
| US2793189A (en) | Drilling fluids and emulsifiers therefor | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2302522C1 (en) | Method for mudded reservoir treatment | |
| RU2620685C1 (en) | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment | |
| CN110511735B (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for tight oil reservoir | |
| RU2208147C1 (en) | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| US2125429A (en) | Treatment of wells |