RU2689937C1 - Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения - Google Patents
Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2689937C1 RU2689937C1 RU2018124552A RU2018124552A RU2689937C1 RU 2689937 C1 RU2689937 C1 RU 2689937C1 RU 2018124552 A RU2018124552 A RU 2018124552A RU 2018124552 A RU2018124552 A RU 2018124552A RU 2689937 C1 RU2689937 C1 RU 2689937C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- dry
- surfactant
- corrosion inhibitor
- acid composition
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 29
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 claims abstract description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 12
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 abstract 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 25
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N Acetophenone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC=C1 KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 4
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 4
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 2
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 description 1
- 244000131522 Citrus pyriformis Species 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- -1 magnesium cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов содержит, мас.%: хлорид аммония 40,0-60,0; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5; ингибитор коррозии «ИКУ-128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, 0,1-0,4; сульфаминовая кислота - остальное, при этом поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения. В способе кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас.% указанного выше сухокислотного состава. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта нагнетательных и добывающих скважин, и может быть использовано в процессе интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, а также может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вышедших из бурения, когда имеет место поглощение глинистого раствора, или промывочных жидкостей на основе водорастворимых полимеров, или интенсификации притока нефти из скважин после гидравлического разрыва пласта, или других технологических операций, когда имеет место неполная деструкция применяемых жидкостей на основе водорастворимых полимеров.
Известен способ кислотной обработки скважины путем закачки в нее кислоты, с целью повышения производительности скважины и уменьшения коррозии оборудования применяют амидосульфоновую (сульфаминовую) кислоту с суммарной формулой HSO3NH2 [1].
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является ПАВ - кислотный реагент, который содержит пастообразную композицию, включающую бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ «Нежеголь», водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор «Нефтенол ГФ», ингибитор коррозии «ИКУ-1», или ацетофенон, или метилэтилкетон, лимонную кислоту и сульфаминовую кислоту, при следующем соотношении компонентов, % масс. [2]:
| ПАВ «Нежеголь» | 0,5-5,0 |
| «Нефтенол ГФ» | 0,5-5,0 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-1», | |
| или ацетофенон, | |
| или метилэтилкетон | 0,1-3,0 |
| Лимонная кислота | 1,0-10,0 |
| Сульфаминовая кислота | Остальное |
Недостатком применения указанного ПАВ - кислотного реагента является то, что в результате гидролиза сульфаминовой кислоты при температуре выше 60°C образуются сульфат-ионы, которые при взаимодействии с катионами кальция и магния дают нерастворимые осадки. Помимо этого, применение ПАВ - кислотного реагента в пастообразном виде затрудняет процесс приготовления рабочих растворов, особенно в условиях отрицательных температур [2].
Изобретение направлено на создание сухокислотного состава, включающего в себя сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, ПАВ и ингибитор кислотной коррозии при следующем соотношении, % масс:
| Хлорид аммония | 40,0-60,0 |
| Амфолитное поверхностно-активное вещество | |
| «Нефтенол ВУПАВ» | 0,2-1,5 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-128» | 0,1-0,4 |
| Сульфаминовая кислота | Остальное |
и способа кислотной обработки, подразумевающего закачку в скважину пресной или минерализованной воды, в которую дозируется сукокислотный состав в концентрации 3-6% масс.
Результат достигается за счет введения в закачиваемую воду предлагаемого сухокислотного состава, содержащего сульфаминовую кислоту и хлорида аммония, позволяющего замедлить гидролиз сульфаминовой кислоты; амфолитного поверхностно-активного вещества «Нефтенол ВУПАВ», снижающего поверхностное натяжение, препятствующего образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами; Ингибитора коррозии «ИКУ-128», который позволяет снизить коррозионную активность кислоты.
Признаками изобретения «Сухокислотный состав и способ его применения для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов» являются:
1. Кислотный состав в твердом агрегатном состоянии включает кислоту, ПАВ и ингибитор коррозии.
2. В качестве кислоты используется сульфаминовая кислота.
3. Сухокислотный состав содержит хлорид аммония.
4. В качестве ПАВ используется амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ».
5. В качестве ингибитора коррозии используется Ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение.
6. Способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава заключается в дозировании его в сухом виде при закачке пресной или минерализованной воды в скважину.
Признаки 1-2 является общими с прототипом, а признаки 3-5 - существенными отличительными признаками изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ:
Предлагается сухокислотный состав, содержащий сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, ПАВ, ингибитор кислотной коррозии, где в качестве ПАВ используется амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ», в качестве ингибитора используется Ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение; при этом ПАВ и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в ректоре сухого смешения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Хлорид аммония | 40,0-60,0 |
| Амфолитное поверхностно-активное вещество | |
| «Нефтенол ВУПАВ» | 0,2-1,5 |
| Ингибитор коррозии «ИКУ-128» | 0,1-0,4 |
| Сульфаминовая кислота | Остальное |
а также способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава, при этом состав дозируется в сухом виде при закачке пресной или минерализованной воды в скважину в концентрации 3-6% масс.
Для исследований использовались:
1. Хлорид аммония технический по ГОСТ 2210-73 - порошок или гранулы белого цвета, допускается желтый или розоватый оттенок, содержание основного вещества не менее 99,0% масс.
2. «Нефтенол ВУПАВ» - представляет собой водно-спиртовой раствор амфолитных поверхностно-активных веществ, подвижная жидкость от желтого до коричневого цвета. Выпускается по ТУ 2483-209-54651030-2016.
3. Ингибитор коррозии «ИКУ-128» представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, Жидкость янтарного цвета с запахом амина. Выпускается по ТУ 2415-190-54651030-2015.
4. Сульфаминовая кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 86,0% масс. основного вещества. Выпускается по ТУ 6-36-00204197-1030-89 с изм. 1, 2.
5. Лимонная кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, выпускается по ГОСТ 908-79.
6. ПАВ «Нежеголь» - вязкая масса серовато-коричневого цвета со слабым специфическим запахом, представляет собой бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов, выпускается по ТУ 2381-050-17197708-99.
7. Гидрофобизатор «Нефтенол ГФ» - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, представляет собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензил-хлорида, выпускается по ТУ 2484-035-17197708-97.
8. Ингибитор коррозии «ИКУ-1» - вязкая жидкость коричневого цвета, выпускается по ТУ 2415-005-12749890-2000.
Примеры приготовления Сухокислотного состава
Пример 1 (прототип).
В стеклянном стакане на 250 мл к 97,9 г сульфаминовой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,0 г лимонной кислоты, 0,5 г ПАВ «Нежеголь», 0,5 г «Нефтенола ГФ», 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-1».
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: ПАВ «Нежеголь» - 0,5, «Нефтенол ГФ» - 0,5; ингибитор коррозии «ИКУ-1» - 0,1, лимонная кислота - 1,0; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 2.
В стеклянном стакане на 250 мл к 40 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 0,2 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,4 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 59,4 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 40% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 0,2% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,4% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 3.
В стеклянном стакане на 250 мл к 50 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,2 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 48,8 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 50% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 1,0% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,2% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 4.
В стеклянном стакане на 250 мл к 60 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,5 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,1 г Ингибитора коррозии «ИКУ-128» и 38,4 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 60% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 1,5% масс.; Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,1% масс.; сульфаминовая кислота - остальное.
Составы сухокислотных композиций представлены в таблице 1.
В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого сухокислотного состава: содержание влаги, угол сыпучести.
Содержание влаги определялось по изменению массы сухокислотного состава после прокаливания при 105°C до постоянной массы.
Угол сыпучести определяли по углу, образуемому сухокислотным составом на горизонтальной поверхности. Методика определения угла сыпучести:
1. Воронку стеклянную В 100-230 ХС по ГОСТ 25336-82 устанавливают в штатив на расстоянии 7-10 см от конца воронки до поверхности;
2. Под воронкой помещают лист-шаблон или обычный лист бумаги таким образом, чтобы порошок не просыпался за пределы листа;
3. Воронку закрывают снизу и засыпают навеску сухокислотного состава;
4. Убирают заслон - происходит истечение навески через воронку на лист. При плохой сыпучести производят легкое постукивание по краю воронки для создания вибрации;
5. Определяют высоту Н, мм, и радиус R, мм, образовавшегося конуса;
6. По полученным данным высчитывают угол сыпучести по формуле:
где:
Н - высота, мм, образовавшегося конуса;
R - радиус, мм, образовавшегося конуса.
Результаты представлены в таблице 2.
Примеры приготовления технологического раствора с использованием сухокислотного состава.
Пример I.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (прототип).
Пример II.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.
Пример III.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.
Пример IV.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.
Пример V.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (прототип).
Пример VI.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.
Пример VII.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.
Пример VIII.
В стеклянном стакане на 250 мл в 97,0 г раствора минерализованной воды (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl2) при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.
Концентрации сухокислотных составов в технологическом растворе представлены в таблице 3.
Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (н-октан, х.ч.) определялось при помощи тензиометра OSA-15 PRO по методике, прилагаемой к прибору.
Одной из важных характеристик кислотных растворов, применяемых при добыче нефти, является их способность растворять и удерживать в объеме ионы двухвалентных металлов, тем самым не образовывать вторичных осадков. В качестве источника ионов двухвалентного металла (кальция) использовался мел (CaCO3) технический. К 50 г предлагаемого кислотного технологического раствора №3-16 таблицы 3 и раствора прототипа №1-2 таблицы 3 добавляли 1,5 г мела и помещали в термошкаф при 90°C. Оценивалось наличие осадка после реакции с мелом и последующей выдержке в течение 4-х часов при температуре 90°C.
Результаты исследований представлены в таблице 4
Как следует из таблицы 2, предлагаемый сухокислотный состав обладает улучшенными по сравнению с прототипом эксплуатационными свойствами в области хранения и дозирования, а приготовленный в заводских условиях сухокислотный состав позволит упростить технологию приготовления рабочего раствора в промысловых условиях. Из таблицы 4 следует, что рабочие растворы сохраняют низкие значения межфазного натяжения на границе с н-октаном (0,6-2,5 мН/м), при этом способность к удерживанию вторичных осадков солей кальция при 90°C выше, чем в рабочем растворе, приготовленном с применением состава по прототипу.
Источники информации, принятые во внимание
1. Авторское свидетельство СССР №314883 (Е21В 43/27), опубликовано 26.03.1966 - аналог.
2. Патент РФ №2272127 (Е21В 43/27). Приоритет от 02.08.2004. Опубликован 20.03.2006. Бюл. №8 - прототип.
Claims (3)
1. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, а в качестве ПАВ используется амфолитное ПАВ Нефтенол ВУПАВ, в качестве ингибитора используется ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, при этом ПАВ и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Способ кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава, отличающийся тем, что в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас.% сухокислотного состава по п. 1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018124552A RU2689937C1 (ru) | 2018-07-05 | 2018-07-05 | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018124552A RU2689937C1 (ru) | 2018-07-05 | 2018-07-05 | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2689937C1 true RU2689937C1 (ru) | 2019-05-29 |
Family
ID=67037607
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018124552A RU2689937C1 (ru) | 2018-07-05 | 2018-07-05 | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2689937C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2746499C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2021-04-14 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4817715A (en) * | 1987-06-15 | 1989-04-04 | Iit Research Institute | Aqueous flooding methods for tertiary oil recovery |
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2652409C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
-
2018
- 2018-07-05 RU RU2018124552A patent/RU2689937C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4817715A (en) * | 1987-06-15 | 1989-04-04 | Iit Research Institute | Aqueous flooding methods for tertiary oil recovery |
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2652409C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2746499C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2021-04-14 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2546700C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2352771C2 (ru) | Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2616949C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2681132C1 (ru) | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта | |
| RU2611796C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
| RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2659918C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2715407C1 (ru) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2733350C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах | |
| RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |