RU2731302C1 - Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора - Google Patents
Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731302C1 RU2731302C1 RU2019120610A RU2019120610A RU2731302C1 RU 2731302 C1 RU2731302 C1 RU 2731302C1 RU 2019120610 A RU2019120610 A RU 2019120610A RU 2019120610 A RU2019120610 A RU 2019120610A RU 2731302 C1 RU2731302 C1 RU 2731302C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- trilon
- formation
- water
- ferric chloride
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификация притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами, пролонгированное действие состава для обработки призабойной зоны, диспергация глинистой буровой корки, удаление нерастворимых продуктов реакции соляной кислоты с породой, очистка призабойной зоны скважин после кислотных гидроразрывов пласта, образование многоканальных структур растворения и увеличение проводимости естественных трещин, селективное воздействие состава на пласт. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включает, мас.%: трилон-Б 4,8-10,0; альфа олефин сульфонат натрия АОС 0,2-0,5; хлорид железа FeCl3 0,01-0,03; воду любой минерализации от 1 до 300 г/л - остальное. Компоненты состава трилон-Б, АОС, хлорид железа являются порошкообразными и используются для дальнейшего затворения водой при следующем соотношении порошкообразных компонентов, мас.%: трилон-Б 95,0-95,8; АОС 4,0-4,7; хлорид железа FeCl3 0,2-0,3. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами.
Интенсификация добычи нефти является актуальной задачей нефтяной отрасли. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на ПЗП с целью восстановления и улучшения фильтрационных характеристик карбонатного коллектора являются кислотные обработки скважин. Кислотные обработки являются наиболее доступными и эффективными для воздействия на пласт. На сегодняшний день предложены различные кислотные составы и способы проведения кислотных обработок.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2138634, Е21В 43/27 опубл. 27.09.1999 г.), который содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, уксусную кислоту, соляную кислоту, вода - остальное. Недостатком данной рецептуры является то, что растворы соляной кислоты характеризуются повышенным содержанием ионов трехвалентного железа, что приводит к коррозии оборудования. После истощения кислоты происходит гидролиз железа с образованием гидроокиси, стабилизирующей эмульсии и кольматирующих образований в пласте, что препятствует глубокому проникновению состава в пласт и ведет к снижению эффективности кислотной обработки.
Известен состав для обработки карбонатных пластов (патент RU №2242602, Е21 В 43/27 опубл. 20.12.2004, бюл. №35), содержащий ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ - синтерол АФМ-12, ацетат кальция или смесь его и уксусной кислоты при соотношении указанных ацетата и кислоты 1:1 и воду - остальное. Состав не обеспечивают требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.
Известен состав и способ обработки призабойной зоны карбонатного коллектора (патент RU 2293101 С09К 8/72, Е21В 43/27, опубл. 10.02.2007, бюл. №4), включающий соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ, растворитель, ортофосфорную кислоту и воду.
Недостатком данного изобретения является использование ортофосфорной кислоты, которая при снижении концентрации соляной кислоты вследствие взаимодействия ее с карбонатной породой образует с породой пласта нерастворимые осадки фосфатов кальция и магния, что приводит к снижению эффективности обработки.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является состав для химической обработки прискважинной зоны пласта (патент RU 2681132 С09К 8/528, С09К 8/68, опубл. 04.03.2019, бюл. №7), включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, содержащий дополнительно изопропиловый спирт или кубовые остатки производства бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
трилон-Б или ГОЭДФК | 5,0-10,0 |
гидроксид натрия | 2,5-5,0 |
гидроксид калия | 2,5-5,0 |
ТН-МС-2 или Сурфасол | 3,5-5,0 |
изопропиловый спирт или КОБС | 3,0-5,0 |
вода | - остальное |
Недостатком данного состава является его многокомпонентность и трудности при приготовлении рабочего раствора на скважинах. Недостатком состава является и то, что область применения состава ограничена. Состав предназначен для восстановления продуктивности скважин при неглубоком радиусе призабойной зоны пласта. Необходим состав пролонгированного действия с добавками, стимулирующими повышение продуктивности скважин.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение области действия при обработке используемым составом, повышение технологичности состава и повышение степени очистки порового пространства коллектора за счет глубокопроникающего состава пролонгированного действия, диспергации глинистой буровой корки, удаления нерастворимых продуктов реакции соляной кислоты с породой, а также после кислотных гидроразрывов пласта - ГРП.
Достижение указанного технического результата обеспечивается тем, что состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающий трилон-Б, добавку и воду, в качестве добавки содержит -альфа олефин сульфонат натрия (АОС).
Состав содержит дополнительно хлорид железа. Все компоненты являются порошкообразными и используются для дальнейшего затворения при следующем соотношении компонентов:
трилон - Б | 95,0-95,8% |
альфа олефин сульфонат натрия - АОС | 4,0-4,7% |
хлорид железа FeCl3 | 0,2-0,3% |
Отличием является и то, что при растворении компонентов в воде достигается стабильный рН, равный 4 ед.
Состав содержит воду любой минерализации (от 1 до 300 г/л) при следующем соотношении указанных компонентов, мас.%:
трилон - Б | 4,8-10,0 |
альфа олефин сульфонат натрия (АОС) | 0,2-0,5 |
хлорид железа FeCl3 | 0,01-0,03 |
вода минерализованная | - остальное |
Используется трилон-Б - двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, который представляет собой белый кристаллический порошок, рН 1%-ного раствора - 4,5, массовая доля хлоридов (Cl-) - не более 0,01%, массовая доля железа (Fe) - не более 0,0005%, массовая доля тяжелых металлов (Pb) - не более 0,001%, удельная растворимость в воде при 20°С - 100 г/дм3. Производится трилон-Б по ГОСТ 10652-63, стандарт введен в 1963 г., срок действия - не ограничен.
Альфа олефин сульфонат натрия (АОС) представляет собой белый или светло-желтый порошок без запаха, является анионным поверхностно-активным веществом (АПАВ), с улучшенными свойствами смачиваемости поверхности породы коллектора, используется как регулятор вязкости. Реагент Альфа олефин сульфонат натрия (АОС) имеет паспорт безопасности (Material Safety Data Sheet, №68439-57-6, изменения от 2018 г., GETCHEM CO., LTD), со следующим названием «Sodium Alpha-Olefin Sulfonate», точка кипения - 100°C, давление газа - 25 мм рт.ст, при 25°С, растворим в воде во всех пропорциях, удельный вес - 1,05 г/см3. Эффективность АОС при обработках нефтяных скважин для увеличения их дебитов основана на ультранизком снижении поверхностного натяжения, что не приводит к образованию эмульсий в пластовых условиях. АОС благоприятствует более полному смачиванию поверхности пор нефтью при вызове притока.
Хлорид железа трехвалентный FeCI3 выпускается по ГОСТ 4147-74, введен дополнительно 01.07.1975 г., представляет собой мягкую кристаллическую массу или куски желто-бурого цвета. Растворим в воде, спирте и эфире, гигроскопичен. По физико-химическим показателям реагент должен соответствовать следующими нормам и требованиям: массовая доля нерастворимых в воде веществ - не более 0,01%, массовая доля нитратов (NO3 -) - не более 0,010%, массовая доля сульфатов (SO4 2-) -не более 0,005%, массовая доля фосфатов (РО4 3-) - не более 0,005%, массовая доля железа (II) (Fe2+) - не более 0,002%, массовая доля меди (Cu) - не более 0,003%, массовая доля мышьяка (As) - не более 0,0005%, массовая доля цинка (Zn) - не более 0,003%, массовая доля свинца (Pb) -не более 0,002%, массовая доля калия (К) - не более 0,02%, массовая доля натрия (Na) - не более 0,06%, массовая доля кальция (Са) - не более 0,02%, рН раствора реагента с массовой долей 5% - 1,5-2,5.
Рецептуры составов сведены в таблицу 1.
В лабораторных условиях составы готовятся следующим образом.
Пример 1
В химический стакан объемом 250 мл помещают расчетное количество компонентов, мас. %: Трилон-Б - 4,8; альфа олефин сульфонат натрия (АОС) - 0,2; хлорид железа FeCl3 - 0,01 и доливают воду - 94,99. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 95,8; альфа олефин сульфонат натрия - 4,0; хлорид железа FeCl3 - 0,2. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Пример 2
Состав готовят аналогично примеру 1, при соотношении его компонентов, мас. %: Трилон - Б - 6,0, АОС - 0,3; хлорид железа - 0,02 и доливают воду - 93,68 мас. %. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 94,9; альфа олефин сульфонат натрия - 4,8; хлорид железа FeCl3 - 0,3. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Пример 3
Состав готовят аналогично примеру 1, при соотношении его компонентов, мас. %: Трилон - Б - 10,0; АОС - 0,5; хлорид железа - 0,03 и доливают воду - 89,47. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 95,0; альфа олефин сульфонат натрия - 4,7; хлорид железа FeCl3 - 0,3. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Прототип готовят по следующей схеме. В химический стакан 250 мл помещают расчетное количество порошкообразных компонентов: комплексон - 5 мас. %, NaOH - 2,5 мас. %, KOH - 2,5 мас. %. Далее приливают добавку Сурфасол - 3,5 мас. % и изопропиловый спирт или КОБС - 3 мас. %. Затем в химический стакан к порошкообразным компонентам с добавкой и изопропиловым спиртом или КОБС доливают воду - 83,5 мас. %. Состав перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке до достижения однородности состава 20-30 мин.
Выполнены замеры межфазного натяжения заявляемого состава и состава по прототипу, в результате получены следующие результаты. Показатель межфазного натяжения поверхности растворяемой породы прототипом составил от 1,35 до 0,11 мН/м (при всех рассматриваемых концентрациях). По заявляемому составу при всех диапазонах концентраций компонентов получены ультранизкие значения межфазного натяжения, которые невозможно измерить. Таким образом, достигнут максимальный эффект смачивания поверхности породы при использовании заявляемого состава.
Предлагаемый состав снижает скорость реакции компонентов с породой, способствуют более длительному сохранению активности при ее продвижении по поровому пространству пласта и увеличению фазовой проницаемости по нефти.
Состав такого пролонгированного действия может быть рекомендован к применению как для стандартных, так и для большеобъемных обработок призабойной зоны скважин. Один из полученных технических результатов изобретения - скорость коррозии указанных составов (таблица 1), при температуре 95°С за 12 часов составляет от 0,003887 г/см2 до от 0,005825 г/см2, что в 4,1 до 6,2 раза ниже порогового значения 0,02412 г/см2 (таблица 2).
С целью оценки влияния состава на матрицу породы коллектора (образцы керна со 100%-ой водонасыщенностью) проведены фильтрационные исследования. По результатам фильтрационных исследований установлено, что после закачки состава происходит увеличение проницаемости по модели пластовой воды:
а) состав №1 - Квосст составляет 1,07 и 2,00 ед.;
б) состав №3 - Квосст составляет 1,11 и 1,63 ед. (таблица 3).
Факт реакции состава с горной породой подтверждается следами растворения горной породы на поверхности торцов керна со стороны «скважины» (рисунок 1). На рисунке 1 изображены фото торца образцов керна до (А) и после обработки (Б) составом.
При использовании нефтенасыщенных образцов керна с остаточной водонасыщенностью выполнена оценка влияния состава на изменение нефтепроницаемости образцов. Результаты фильтрационных испытаний представлены в таблице 4.
По результатам фильтрационных испытаний на нефтенасыщенных образцах керна установлено, что после закачки состава происходит увеличение проницаемости по модели пластовой нефти:
а) состав №1 - Квосст составляет 220,0 и 1925,93 ед.;
б) состав №3 - Квосст составляет 230,77 и 1742,42 ед.
В результате снижения скорости растворения породы за счет присутствия нефти на поверхности пор происходит более интенсивное продвижение активного (не прореагировавшего) состава в поровое пространство в сравнении с водонасыщенными образцами керна. Данный процесс приводит к образованию «прорыва» (резкое падение динамики давления). При этом доминантный канал растворения отсутствует, при закачке состава происходит образование многоканальных структур растворения и увеличение проводимости естественных трещин.
Обобщенные полученные результаты фильтрационных исследований и в сравнении с прототипом сведены в таблицу 5. Коэффициент восстановления проницаемости заявляемого состава выше по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу. Причем состав прототипа не обладает селективностью, а увеличивает проницаемость только водонасыщенной части пласта.
Таким образом, заявленный состав имеет следующие преимущества перед прототипом:
- Образование многоканальных структур растворения и увеличение проводимости естественных трещин;
- Растворяющая способность состава выше, коррозионная активность ниже предельно-допустимых значений;
- Селективность действия - прирост проницаемости нефтенасыщенного керна на 2-3 порядка выше, чем водонасыщенного;
- Возможность использования на залежах с высокой пластовой температурой.
Claims (5)
1. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающий трилон-Б, добавки и воду любой минерализации (от 1 до 300 г/л), отличающийся тем, что в качестве добавок содержит альфа олефин сульфонат натрия (АОС) и хлорид железа при следующем соотношении указанных компонентов, мас.%:
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что компоненты состава трилон-Б, АОС, хлорид железа являются порошкообразными и используются для дальнейшего затворения водой при следующем соотношении порошкообразных компонентов, мас.%:
3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что при растворении компонентов в воде достигается стабильный рН, равный 4 ед.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019120610A RU2731302C1 (ru) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019120610A RU2731302C1 (ru) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2731302C1 true RU2731302C1 (ru) | 2020-09-01 |
Family
ID=72421562
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019120610A RU2731302C1 (ru) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2731302C1 (ru) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2389750C1 (ru) * | 2009-02-24 | 2010-05-20 | Зонтов Руслан Евгеньевич | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта |
US8183184B2 (en) * | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
RU2552434C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта |
RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2614994C1 (ru) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
RU2688992C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
-
2019
- 2019-07-02 RU RU2019120610A patent/RU2731302C1/ru active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8183184B2 (en) * | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
RU2389750C1 (ru) * | 2009-02-24 | 2010-05-20 | Зонтов Руслан Евгеньевич | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта |
RU2552434C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта |
RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2614994C1 (ru) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
RU2688992C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2019-05-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
EP2707571B1 (en) | Method for enhanced oil recovery, using a foam stabilizer | |
RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
RU2731302C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора | |
RU2494136C1 (ru) | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов | |
RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
RU2681132C1 (ru) | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта | |
RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
RU2611796C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
US4028257A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
US3943059A (en) | Process of displacing oil in subterranean reservoir employing aqueous surfactant systems | |
US9903188B2 (en) | Alkyl polyglucoside desorbents for enhanced oil recovery | |
RU2628355C1 (ru) | Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта | |
RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
RU2659918C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2799300C1 (ru) | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов | |
RU2309176C2 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |