RU2744899C1 - Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) - Google Patents
Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744899C1 RU2744899C1 RU2020126198A RU2020126198A RU2744899C1 RU 2744899 C1 RU2744899 C1 RU 2744899C1 RU 2020126198 A RU2020126198 A RU 2020126198A RU 2020126198 A RU2020126198 A RU 2020126198A RU 2744899 C1 RU2744899 C1 RU 2744899C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- auxiliary
- surfactant
- isopropyl alcohol
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 65
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 71
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 32
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxyphenylpyruvic acid Chemical compound OC(=O)C(=O)CC1=CC=C(O)C=C1 KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 3
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 239000002966 varnish Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
-
- 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
- C09K8/78—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing sealing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны скважин. Технический результат – повышение эффективности кислотной обработки терригенного коллектора за счет замедления скорости реакции с породой при пластовой температуре, низких значений поверхностного натяжения на границе с пластовыми углеводородами, низкой скорости коррозии, предотвращения образования стойких нефкислотных эмульсий. Кислотный состав включает ингибированную соляную кислоту, бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду. При этом состав дополнительно содержит органический растворитель – бутилцеллозольв. В качестве вспомогательной кислоты состав содержит уксусную кислоту, а в качестве ПАВ - неонол АФ9-12 или сульфанол, или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония или фторид аммония - 7-14; уксусная кислота - 3-5; изопропиловый спирт - 5-10; ПАВ - 0,1-0,3; бутилцеллозольв - 7-12; вода - остальное. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, а также для интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных растворов.
Известен состав для обработки призабойной зоны скважин, который включает, мас.%: водный раствор соляной кислоты 10-18, водный раствор фтористо-водородной кислоты 1,5-5,0, органический растворитель - остальное, причем в качестве органического растворителя состав содержит смесь предельных углеводородов алканового ряда и ароматических углеводородов (патент РФ №2199661).
Недостатками известного состава являются низкая эффективность воздействия на низкопроницаемые коллекторы, так как используемые в кислотном составе растворители незначительно улучшают условия фильтрации в пласт для кислотного состава, несущественно замедляют скорость реакции кислот с породой при температурах от 70°С и выше и не позволяют эффективно удалять из обработанной зоны продукты реакции кислоты с породой.
Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий, мас.%: фторид аммония 0,56-18,50 или бифторид аммония 0,43-14,25, бифторид-фторид аммония 0,1-17,00 и воду, а также сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного (патент РФ №2101482).
Однако термостойкость известного состава составляет до 85°С, что ограничивает возможность его использования для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов.
Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту и бифторид аммония (Ражетдинов У.З. и др. Применение бифторид-фторид аммония для обработки скважин. Журнал «Нефтяное хозяйство», 4, 1984, с. 19-21).
Недостатком данного состава является то, что при температуре выше 50°С за счет гидролиза сульфаминовой кислоты происходит синтез сульфатов, образующих осадки, закупоривающие пласт.
Наиболее близким составом того же назначения к первому и второму вариантам заявленного состава по совокупности признаков является кислотный состав для обработки терригенных коллекторов следующего компонентного состава, мас.%: ингибированная соляная кислота 8,0-15,0, фторсодержащий реагент - плавиковая кислота или бифторид аммония, или фторид аммония 1,5-10,0, борная кислота 1,0-3,0, «Алкилфосфат-Химеко» или «Эфирокс-7», или «Фосфол-10» 0,5-2,0, изопропиловый спирт 5,0-10,0, пресная вода - остальное (патент РФ №2244816). Данный состав принят за прототип.
Признаки прототипа, являющиеся общими с первым и вторым вариантами заявляемого изобретения, - ингибированная соляная кислота; бифторид аммония или фторид аммония; кислота; изопропиловый спирт; ПАВ; вода.
Недостатком известного состава, принятого за прототип, является то, что данный состав образует эмульсии на контакте с нефтью и углеводородами.
Задачей изобретения является создание состава для обработки терригенного пласта, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при пластовой температуре, низкими значениями поверхностного натяжения на границе с пластовыми углеводородами, низкой скоростью коррозии, не образующего стойких нефкислотных эмульсий, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки с его применением, а также расширить ассортимент кислотных составов для обработки призабойной зоны терригенных коллекторов.
Поставленная задача была решена за счет того, что известный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, фторсодержащий реагент - бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению в качестве вспомогательной кислоты содержит уксусную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества содержит неонол АФ9-12 или сульфанол или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ингибированная соляная кислота | 10-15 |
| Бифторид аммония или фторид аммония | 7-14 |
| Уксусная кислота | 3-5 |
| Изопропиловый спирт | 5-10 |
| Указанный ПАВ | 0,1 -0,3 |
| Вода | Остальное |
Признаки первого варианта заявляемого технического решения, отличительные от прототипа: использование в качестве вспомогательной кислоты уксусной кислоты; использование в качестве поверхностно-активного вещества неонол АФ9-12 или сульфанола или вещество вспомогательное ОП-10; а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15, бифторид аммония или фторид аммония - 7-14, уксусная кислота - 3-5%, изопропиловый спирт - 5-10, ПАВ - Неонол Аф9-12, либо сульфанол, либо ОП-10 - 0,1-0,3, вода - остальное.
Поставленная задача также была решена за счет того, что известный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, фторсодержащий реагент - бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению дополнительно содержит органический растворитель - бутилцеллозольв, в качестве вспомогательной кислоты содержит уксусную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества - неонол АФ9-12, или сульфанол, или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ингибированная соляная кислота | 10-15 |
| Бифторид аммония или фторид аммония | 7-14 |
| Уксусная кислота | 3-5 |
| Изопропиловый спирт | 5-10 |
| Указанный ПАВ | 0,1 -0,3 |
| Бутилцеллозольв | 7-12 |
| Вода | Остальное |
Признаки второго варианта заявляемого технического решения, отличительные от прототипа: введение в состав органического растворителя - монобутиловый эфир этиленгликоля (бутилцеллозольв); использование в качестве вспомогательной кислоты уксусной кислоты; использование в качестве поверхностно-активного вещества неонола АФ9-12, или сульфанола, или вещества вспомогательного ОП-10; а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15, бифторид аммония или фторид аммония -7-14, уксусная кислота - 3-5%, изопропиловый спирт - 5-10, ПАВ - Неонол Аф9-12, либо сульфанол, либо ОП-10 - 0,1-0,3; бутилцеллозольв - 7-12; вода - остальное.
Отличительные признаки в совокупности с известными позволят получить состав для обработки терригенного пласта, обладающий замедленной скоростью реакции с породой при пластовой температуре, низкими значениями поверхностного натяжения на границе с пластовыми углеводородами, низкой скоростью коррозии, не образующий стойких нефкислотных эмульсий, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки с его применением, а также расширить ассортимент кислотных составов для обработки призабойной зоны терригенных коллекторов.
Состав, приготовленный с применением в качестве ПАВ - вещества вспомогательного ОП-10, приемлен для проведения кислотных обработок призабойной зоны пласта при пластовой температуре, не превышающей 70°С, так как свыше 70°С происходит деструкция вещества ОП-10.
Состав, приготовленный по второму варианту, приемлем для проведения кислотных обработок призабойной зоны пласта, которая закольматирована асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО). В кислотную композицию добавляется органический растворитель, активно воздействующий и отмывающий с поверхности горной породы АСПО и, как следствие, - эффективное воздействие кислотного состава на горную породу.
Заявляемый состав по первому и второму вариантам представляет собой хорошо фильтрующуюся в пористую среду гомогенную систему, которая не только хорошо очищает призабойную зону пласта от асфальтеносмолопарафиновых отложений, но и создает новые каналы фильтрации, сохраняет в пластовых условиях после нейтрализации высокие нефтевытесняющие свойства.
Достижение указанного технического результата обеспечивается благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в заявленном соотношении.
В качестве соляной кислоты возможно применение либо ингибированной соляной кислоты, содержащий 24% HCl, либо соляной кислоты, содержащий 36,0% HCl, но с доведением ее концентрации до 24% HCl (с помощью разбавления водой) и добавлением ингибитора коррозии. Возможно использование любого ингибитора коррозии предназначенного для соляной кислоты в количестве 0,1-0,5% масс. Добавление ингибитора коррозии в кислотный состав (варианты) не приводит к ухудшению заявленных характеристик.
Введение ПАВ-Неонол АФ9-12 (или сульфанол или ОП-10) в кислотный состав способствует значительному снижению межфазного натяжения границы раздела кислотный состав - пластовый флюид и предотвращает образование эмульсий и, как следствие, повышению продуктивности пласта, а также более быстрому извлечению отработанных кислотных растворов и продуктов реакции.
Использование изопропилового спирта в кислотной композиции снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. Также применение изопропилового спирта в предлагаемом кислотном составе обеспечивает лучшее проникновение состава в коллекторы с высоким содержанием глинистых минералов и предотвращает их набухание.
Использование уксусной кислоты выполняет функцию замедлителя скорости реакции состава с горной породой и нейтрализатора ионов железа, предотвращая тем самым ряд негативных процессов осаждения веществ в порах и кольматацию пласта.
Повышение эффективности действия состава достигается за счет использования в качестве органического растворителя - бутилцеллозольв, который обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе состав - нефть, растворяет асфальтеносмолопарафиновые отложения и, тем самым, улучшает фильтрацию кислотного состава в нефтенасыщенные интервалы, препятствует адсорбции растворенных минералов и компонентов нефти на поверхности породы и способствует их лучшему удалению из порового пространства.
При содержании бутилцеллозольва в составе ниже 7% межфазное натяжение на границе состав - нефть снижается незначительно (2-3 раза) и происходит не полная растворяющая способность АСПО, при содержании бутилцеллозольва в составе более 12% дополнительного снижения межфазного натяжения не происходит и применение считается экономически нецелесообразным.
Бутилцеллозольв растворяется абсолютно в воде и нефти, это свойство позволяет использовать состав с его применением не только на высоко- и среднепроницаемых, но и на низкопроницаемых коллекторах, где необходима высокая фильтруемость закачиваемых растворов.
Нижний предел концентрации ПАВ - неонол АФ9-12 (или сульфанол или ОП-10) и изопропилового спирта определяется необходимым межфазным натяжением состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0-2,5 мН/м), а верхней - экономической целесообразностью.
Все реагенты, используемые в заявляемом составе, выпускаются отечественной промышленностью.
- Вода техническая пресная;
- Кислота соляная ингибированная, содержащая 24,0% HCl, выпускается по ТУ 2458-264-05765670-99 изм. 1, ТУ 2458-526-05763441-2010;
- Кислота соляная 36,0% ГОСТ 3118-74, ГОСТ 857-88, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 6-01-04689381-80-92, ТУ 6-01-5743167-93-88, ТУ 6-01-1194-79, ТУ 38-103141-78;
- Бифторид-аммония - порошок белого цвета выпускается по ТУ 113-08-544-83;
- Фторид аммония - порошок белого цвета выпускается по ТУ 4518-75;
- Уксусная кислота - прозрачная бесцветная или желтоватая жидкость, выпускается по ГОСТ 6968-76;
- Изопропиловый спирт ГОСТ 9805-84;
- ПАВ - неонол АФ9-12 - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные, выпускаются по ТУ-38-507-63-171-91;
- ПАВ - ОП-10 - оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;
- ПАВ - Сульфанол - смесь натриевых солей ТУ 2481-014-50685486-2005;
- Бутилцеллозольв (этиленгликоля монобутиловый эфир) технический выпускается по ТУ 6-01-646-84 и предназначен для растворения смол, лаков и красок, для очистки металлов, как гидравлическая жидкость и для органического синтеза.
Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношения компонентов в составе определены экспериментальным путем как оптимальное решение поставленной задачи.
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.
Пример 1. Приготовление состава по первому варианту (состав 1 в таблице 1) происходит следующим образом: в стакан объемом 1000 мл наливают 350 мл воды и добавляют 388 мл 24,0% ингибированной соляной кислоты и при постоянном перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 140 гр фторида аммония, 50 мл уксусной кислоты, 70 мл изопропилового спирта и 2 мл ПАВ (Неонол АФ9-12) и перемешивают в течение 5-10 минут, После перемешивания получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 10%, HF - 14%, уксусная кислота - 5%, изопропиловый спирт - 7%, ПАВ - 0,2% и вода - остальное.
Пример 2. Приготовление состава по первому варианту происходит следующим образом: в стакан объемом 1000 мл наливают 142 мл воды и добавляют 625 мл 24,0% ингибированной соляной кислоты и при постоянном перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 103 гр бифторид аммония, 50 мл уксусной кислоты, 50 мл изопропилового спирта и 2 мл ПАВ (сульфанол) и перемешивают в течение 5-10 минут. После перемешивания получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 15%, HF - 10%, уксусная кислота - 5%, изопропиловый спирт - 5%, ПАВ - 0,2% и вода - остальное.
Пример 3. Приготовление состава по второму варианту (состав 1 в таблице 2) происходит следующим образом: в стакан объемом 1000 мл наливают 300 мл воды и добавляют 338 мл 24,0% ингибированной соляной кислоты и при постоянном перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 100 мл бутилцеллозольв, 140 гр фторида аммония, 50 мл уксусной кислоты, 70 мл изопропилового спирта и 2 мл ПАВ (ОП-10) и перемешивают в течение 5-10 минут. После перемешивания получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl -10%, HF - 14%, бутилцеллозольв - 10%, уксусная кислота - 5%, изопропиловый спирт - 7%, ПАВ - 0,2% и вода - остальное.
Предлагаемый состав (варианты) представляет собой жидкость бесцветного цвета, стабилен при перевозке и хранении. В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:
1. Скорость растворения терригенной породы. Данная величина оценивалась по времени растворения в равном объеме кислотных составов образца горной породы (диаметр образца - 30 мм, толщина образца - 5-7 мм).
2. Определение времени нейтрализации кислотного состава образцом горной породы.
3. Межфазное натяжение на границе раздела «кислотный состав - нефть» на сталагмометре.
4. Образование высоковязких продуктов взаимодействия с нефтью при смешивании кислотного состава и нефти в соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, а также в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm и отработанного состава в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm, а также образование остатка на сите с размером ячейки 100 меш после фильтрации нефти и кислотного состава.
5. Образование и выпадение осадка при взаимодействии кислотного состава с пластовой водой в соотношении 1:1.
6. Определение коррозионной активности кислотного состава.
7. Определение эффективности растворения АСПО.
Испытания по растворению терригенной горной породы проводили по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см2) образца горной породы. После изготовления образец горной породы помещали в сушильный шкаф, где выдерживали в течение двух часов, а затем взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливали в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружали образец горной породы на фиксированное время контакта - 1 минута. После истечения времени контакта образец горной породы извлекали из раствора, промывали дистиллированной водой и помещали в сушильный шкаф на два часа и далее взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Это позволяет наблюдать растворение терригенной горной породы по мере расходования кислоты.
Испытания по нейтрализации кислотного состава определяли по вышеизложенной методике определения растворения терригенной горной породы с той лишь разницей, что фиксировали время прекращения реакции между образцом горной породы и кислотным составом. Факт реакции оценивали визуально, по выделению углекислого газа, а также регулярным измерением pH показателя.
Межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью (в качестве пластового флюида использовали нефть двух классов: легкая парафинистая и тяжелая с высоким содержанием асфальтенов и смол) определяли при помощи сталагмометра. Предлагаемый состав обладает низкими значениями межфазного натяжения по сравнению с простой ингибированной соляной кислотой.
Скорость стали определяли по общепринятой методике по потери массы пластин из стали марки СТ.08 КП после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном составе при 20°С и при пластовой температуре. Скорость коррозии стали в предлагаемом составе при температуре 20°С составила 0,18 г/м2 ⋅ час и при пластовой температуре - 0,19 г/м2 ⋅ час. Максимальная скорость коррозии для кислотных составов не должна превышать 0,2 г/м2 ⋅ час [ТУ 2458-264-05765670-99 «Кислота соляная ингибированная»].
Определение совместимости кислотного состава с пластовыми водами осуществлялось следующим образом: пластовую воду и кислотную рецептуру смешивали в объемном соотношении 1:1 лопастной мешалкой и помещали в термошкаф, где выдерживали в течение одного часа при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка. Состав считается совместимым с пластовой водой при отсутствии осадков, хлопьев или помутнений раствора.
Взаимодействие с пластовой нефтью осуществляется относительно:
• рабочего кислотного состава;
• рабочего кислотного состава с добавлением Fe3+2000 и 5000 ррm;
• отработанного рабочего кислотного состава с добавлением Fe3+2000 и 5000 ppm.
Пластовую нефть и кислотную рецептура смешивали в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 лопастной мешалкой и далее помещали в термошкаф, где выдерживали в течение одного часа при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка и расслоения фаз; смесь фильтровали через сито с ячейкой 100 меш с фиксацией отсутствия или наличия остатка на сите.
В кислотный состав добавляли содержание иона Fe3+2000 и 5000 ppm и смешивали с пластовой нефтью лопастной мешалкой в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 и выдерживали один час при пластовой температуре. Фиксировали разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите.
Кислотный состав с содержанием железа 2000 и 5000 ppm нейтрализуется образцом терригенной горной породы до pH~4,5, что свидетельствует о нейтрализации основной массы кислоты. Смешивали отработанный состав с исследуемой нефтью в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, перемешивали лопастной мешалкой и выдерживали один час при пластовой температуре. Фиксировали разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите.
Кислотный состав считается совместимым с пластовым флюидом при отсутствии на сите остатка в виде высоковязкой эмульсии, сгустков, хлопьев, осадка, при отсутствии вязкого промежуточного слоя на границе раздела водной и нефтяной фаз и хлопьевидного налета на стенках емкости. Данные о свойствах состава (варианты) представлены в таблице 1 и 2.
Эффективность растворения АСПО определялась следующим образом: образец терригенной горной породы насыщали тяжелой нефтью с большим содержанием асфальтенов, смол и парафинов. Испытуемый кислотный состав наливали в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружали образец горной породы насыщенный нефтью. Далее фиксировали время прекращения реакции между образцом горной породы и кислотным составом. Факт реакции оценивали визуально, по выделению углекислого газа, а также регулярным измерением pH показателя. После истечения времени контакта образец горной породы извлекали из раствора, промывали дистиллированной водой и помещали в сушильный шкаф на два часа и далее взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Это позволяет наблюдать растворение АСПО находящихся на поверхности образца горной породы и растворение терригенной горной породы по мере расходования кислоты.
Данный состав (варианты) обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе состав - нефть, растворяет асфальтеносмолопарафиновые отложения и, тем самым, улучшает фильтрацию кислотного состава в нефтенасыщенные интервалы, препятствует адсорбции растворенных минералов и компонентов нефти на поверхности породы и способствует их лучшему удалению из порового пространства.
Результаты, приведенные в таблице 1 и 2, показывают, что предлагаемый кислотный состав (варианты) имеет следующие преимущества перед известными:
- характеризуется высокими отмывающими свойствами благодаря низкому межфазному натяжению на границе «кислотный состав-нефть»;
- эффективно растворяет асфальтеносмолопарафиновые отложения;
- предотвращает образование высоковязких устойчивых кислотно-нефтяных эмульсий при взаимодействии с пластовым флюидом, обеспечивая их совместимость при наличии концентрации трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm;
- способствует лучшему удалению продуктов реакции и асфальтеносмолопарафиновых отложений из порового пространства.
- не приводит к образованию осадков, хлопьев при взаимодействиb с пластовыми водами;
- низкая коррозионная активность по отношению к стали;
- обладает лучшей проникающей способностью в коллекторах, содержащих глинистые минералы, предотвращая их набухание;
- повышает фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта.
Приведенные результаты исследований заявляемого кислотного состава однозначно свидетельствуют о значительном улучшении технологических характеристик.
Claims (4)
1. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, отличающийся тем, что в качестве вспомогательной кислоты содержит уксусную кислоту, в качестве ПАВ - неонол АФ9-12 или сульфанол, или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит органический растворитель - бутилцеллозольв, в качестве вспомогательной кислоты содержит уксусную кислоту, в качестве ПАВ - неонол АФ9-12 или сульфанол, или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020126198A RU2744899C1 (ru) | 2020-08-03 | 2020-08-03 | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020126198A RU2744899C1 (ru) | 2020-08-03 | 2020-08-03 | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2744899C1 true RU2744899C1 (ru) | 2021-03-17 |
Family
ID=74874473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020126198A RU2744899C1 (ru) | 2020-08-03 | 2020-08-03 | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744899C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2186963C2 (ru) * | 2000-11-03 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2213216C1 (ru) * | 2002-01-03 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2244816C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2005-01-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2255216C1 (ru) * | 2004-06-17 | 2005-06-27 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
-
2020
- 2020-08-03 RU RU2020126198A patent/RU2744899C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2186963C2 (ru) * | 2000-11-03 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2213216C1 (ru) * | 2002-01-03 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2244816C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2005-01-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2255216C1 (ru) * | 2004-06-17 | 2005-06-27 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| CA2788312A1 (en) | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications | |
| EA007180B1 (ru) | Обрабатывающая композиция | |
| WO2011031946A2 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| JPS63270794A (ja) | 解乳化−汚染除去剤 | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| CN105482801A (zh) | 一种油水井多元酸解堵剂 | |
| RU2361893C2 (ru) | Полиэфиры, содержащие как сложноэфирные, так и простые эфирные группы, имеющие анионную функциональность | |
| WO2015069825A1 (en) | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| FR2507613A1 (fr) | Polyalkyloxyamines en qualite d'agents de desemulsionnement | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| JP6106744B2 (ja) | コークスプラント内のフラッシング液系の処理方法 | |
| RU2494136C1 (ru) | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов | |
| US3301328A (en) | Well stimulation | |
| RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2586066C2 (ru) | Полиэпигалогидриновые обратные деэмульгаторы | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2614994C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта |