RU2752415C1 - Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов - Google Patents
Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752415C1 RU2752415C1 RU2020140073A RU2020140073A RU2752415C1 RU 2752415 C1 RU2752415 C1 RU 2752415C1 RU 2020140073 A RU2020140073 A RU 2020140073A RU 2020140073 A RU2020140073 A RU 2020140073A RU 2752415 C1 RU2752415 C1 RU 2752415C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- corrosion inhibitor
- terrigenous
- composition
- dry
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 37
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 37
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 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 21
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- 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 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims description 9
- 244000248349 Citrus limon Species 0.000 claims description 4
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 abstract 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 17
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 14
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N Acetophenone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC=C1 KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N hydrofluoric acid Substances F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid group Chemical class S(O)(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 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
- C09K8/60—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
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения терригенного коллектора, в том числе с повышенным содержанием глин и в широком диапазоне пластовых температур, предотвращение образования вторичных осадков в условиях повышенных пластовых температур за счет снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами с одновременным замедлением процесса гидролиза и снижением коррозионной активности. Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов содержит, мас.%: хлорид аммония 25,0-35,0; фторид аммония 2,0-6,0; ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б 0,05-0,15; ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К 0,05-0,15; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5; полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислот - препарат ОС-20 2,0-5,5; лимонную кислоту 10,0-20,0; сульфаминовую кислоту остальное. 5 табл., 8 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта добывающих скважин, и может быть использовано в процессе интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, в том числе, с высоким содержанием глин.
Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, который включает закачку кислотного технологического раствора, содержащего персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония (1,0-5,0% масс), поверхностно-активное вещество (ПАВ) кислотный реагент (10,0-50,0% масс) и воду (остальное), при этом ПАВ - кислотный реагент содержит пастообразную композицию, включающую бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ Нежеголь (0,5-5,0), водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ (0,5-5,0), ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон (0,1-3,0), лимонную кислоту (1,0-10,0) и сульфаминовую кислоту (остальное); выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции (RU 2272127, 2006).
Недостатком применения указанного способа является то, что в результате гидролиза сульфаминовой кислоты при температуре выше 60°С образуются сульфат-ионы, которые при взаимодействии с катионами кальция, присутствующими в пластовой воде, образуют нерастворимые осадки. Помимо этого, применение ПАВ - кислотного реагента в пастообразном виде затрудняет процесс приготовления рабочих растворов, особенно в условиях отрицательных температур.
Наиболее близким к разрабатываемому составу является сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, амфолитное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВУПАВ и ингибитор коррозии «ИКУ 128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, при этом ПАВ и ингибитор коррозии наносят на поверхность смеси сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения, при следующем соотношении компонентов, % 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 |
(RU 2689937, 2019)
Недостатком указанного сухокислотного состава является низкая эффективность в терригенном коллекторе, в том числе, с повышенным содержанием глин, за счет отсутствия в составе ионов фтористоводородной кислоты, а также реагентов, удерживающих вторичные осадки.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка сухокислотного состава для кислотных обработок терригенных коллекторов, обеспечивающего повышение эффективности растворения терригенного коллектора, в том числе, с повышенным содержанием глин и в широком диапазоне пластовых температур.
Указанная техническая проблема решается созданием сухокислотного состава для кислотных обработок терригенных коллекторов, содержащего сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, фторид аммония, ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б, ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ», полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислотпрепарат ОС-20 и лимонную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| хлорид аммония | 25,0-35,0 |
| фторид аммония | 2,0-6,0 |
| ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б | 0,05-0,15 |
| ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К | 0,05-0,15 |
| амфолитное поверхностно-активное вещество | |
| «Нефтенол ВУПАВ» | 0,5-1,5 |
| полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших | |
| жирных кислот препарат ОС-20 | 2,0-5,0 |
| лимонная кислота | 10,0-20,0 |
| сульфаминовая кислота | остальное до 100 |
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении предотвращения образования вторичных осадков в условиях повышенных пластовых температур за счет снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами с одновременным замедлением процесса гидролиза и снижением коррозионной активности.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Предлагается сухокислотный состав, содержащий сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, фторид аммония, ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б, ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ», полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислот - препарат ОС-20 и лимонную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| хлорид аммония | 25,0-35,0 |
| фторид аммония | 2,0-6,0 |
| ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б | 0,05-0,15 |
| ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К | 0,05-0,15 |
| амфолитное поверхностно-активное вещество | |
| «Нефтенол ВУПАВ» | 0,5-1,5% |
| полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных | |
| кислот - препарат ОС-20 т | 2,0-5,0 |
| лимонная кислота | 10,0-20,0 |
| сульфаминовая кислота | остальное до 100 |
Для исследований используют следующие компоненты:
1. 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.
2. 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.
3. Фторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97,0% масс., основного вещества, выпускается по ГОСТ 4518-75.
4. Ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 - прозрачная коричневая жидкость, предназначен для защиты оборудования в химической, нефтегазодобывающей промышленности,, проявляет высокие защитные свойства в соляной и серной кислотах, их смесях, а также в смеси соляной и фтористоводородной кислот, выпускается по ТУ 2458-016-57518521-05.
5. Ингибитор коррозии Сонкор 9510К - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, применяется в качестве добавки в соляную кислоту, выпускается по ТУ 2458-022-00151816-2002 изм. 1-6.
6. «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.
7. Препарат ОС-20, марка А - воскообразные чешуйки от белого до желтого цвета, представляет собой этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C16-C18, выпускается по ГОСТ 10730-82.
8. Лимонная кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 908-79.
9. Ингибитор коррозии «ИКУ-128» - вязкая жидкость коричневого цвета, выпускается по ТУ 2415-005-12749890-2000.
10. Вода пресная.
11. Керн дезинтегрированный одного из месторождений Западной Сибири, терригенный, содержащий более 30% глинистых минералов.
Примеры приготовления сухокислотного состава.
Пример 1 (известный состав).
В стеклянном стакане на 250 мл к 50 г хлорида аммония при перемешивании стеклянной. палочкой последовательно добавляют 1,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 0,2 г ингибитора кислотной коррозии «ИКУ-128» и 48,8 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получают 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 2.
Во фторопластовом стакане на 250 мл к 50,0 г хлорида аммония при перемешивании пастмассовой палочкой последовательно добавляют 4,0 г фторида аммония, 1,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 4,0 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора кислотной коррозии ИНВОЛ-2, 0,1 г ингибитора кислотной коррозии Сонкор 9510К, 20,0 г лимонной кислоты и 120,8 г сульфаминовой кислоты. После перемешивания в течение 5-10 мин получают состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 25,0% масс.; фторид аммония - 2,0% масс.; «Нефтенол ВУПАВ» - 0,5% масс.; препарат ОС-20 - 2,0% масс., ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 - 0,05% масс.; ингибитор коррозии Сонкор 9510К - 0,05% масс., лимонная кислота - 10,0% масс., сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 3.
Во фторопластовом стакане на 250 мл к 60,0 г хлорида аммония при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно добавляют 8,0 г фторида аммония, 2,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 6,0 г препарата ОС-20, 0,2 г ингибитора кислотной коррозии ИНВОЛ-2, 0,2 г ингибитора кислотной коррозии Сонкор 9510К, 30,0 г лимонной кислоты и 93,6 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получают состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 30,0% масс.; фторид аммония - 4,0% масс., «Нефтенол ВУПАВ» - 1,0% масс.; препарат ОС-20 - 3,0% масс., ингибитор кислотной коррозии ИНВОЛ-2 - 0,1% масс.; ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К - 0,1% масс., лимонная кислота - 15,0% масс., сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 4.
Во фторопластовом стакане на 250 мл к 70,0 г хлорида аммония при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно добавляют 12,0 г фторида аммония, 3,0 г «Нефтенола ВУПАВ», 10,0 г препарата ОС-20, 0,3 г ингибитора кислотной коррозии ИНВОЛ-2 0,3 г ингибитора кислотной коррозии Сонкор 9510К, 40,0 г лимонной кислоты и 64,4 г сульфаминовой кислоты.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: хлорид аммония - 35,0% масс.; фторид аммония - 6,0% масс., «Нефтенол ВУПАВ» - 1,5% масс.; препарат ОС-20 - 5,0% масс., ингибитор кислотной коррозии ИНВОЛ-2 - 0,15% масс.; ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К - 0,15% масс., лимонная кислота - 20,0% масс., сульфаминовая кислота - остальное.
Данные по концентрации реагентов в сухокислотном составе представлены в таблице 1.
В лабораторных условиях определяют следующие технологические свойства предлагаемого сухокислотного состава: содержание влаги, угол сыпучести.
Содержание влаги определяют по изменению массы сухокислотного состава после сушки при 105°С до постоянной массы.
Угол сыпучести определяют по углу, образуемому сухокислотным составом на горизонтальной поверхности. Методика определения угла сыпучести.
1. Воронку стеклянную, B. 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 90,0 г пресной воды при перемешивании стеклянной палочкой растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (известный состав).
Пример II.
Во фторопластовом стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.
Пример III.
Во фторопластовом стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.
Пример IV.
Во фторопластовом стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.
Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (н-октан, х.ч.) определяют при помощи тензиометра OSA-15 PRO. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Определение скорости растворения стали определяют при 20°С и пластовой температуре.
Метод состоит в выдерживании металлических образцов в растворе кислоты в статических условиях при определенной температуре в течение определенного времени (при 20°С - в течение 24 часов, при пластовой температуре - в течение 1 часа) с последующей оценкой показателя коррозии по скорости убыли массы (скорости коррозии) на единицу площади в единицу времени по ГОСТ Р 9.905-2007. Результаты исследований представлены в таблице 4.
Определение вторичного осадкообразования
Метод основан на истощении кислотного состава терригенной породой при пластовой температуре и определении количества осадка, выпавшего после нейтрализации истощенного состава, по отношению к массе растворенной породы.
Для испытания отбирают фракцию экстрагированного дезинтегрированного керна с размером частиц до 0,2 мм и высушивают при температуре (105-110)°С в сушильном шкафу до постоянной массы. Подготовленные образцы породы хранят в эксикаторе.
Взвешивают приблизительной г кернового материала на аналитических весах с погрешностью 0,0001 г. Навеску переносят во фторопластовый стакан объемом не более 50 мл и заливают рабочим раствором анализируемого кислотного состава, исходя из соотношения 2,5 мл кислоты на 1 г кернового материала. Стакан закрывают крышкой и ставят в нагретую до заданной пластовой температуры водяную баню или сушильный шкаф. Систему термостатируют в течение 3 часов.
По истечении времени выдержки отделяют керн от раствора кислотного состава фильтрованием через фильтр «синяя лента» в мерный цилиндр. Керн на фильтре и реакционный стакан ополаскивают дистиллированной водой объемом 200 см3, смывая со стакана все остатки керна. После промывки дистиллированной водой керн на фильтре промывают этиловым спиртом объемом 50 см3, далее снова промывают дистиллированной водой объемом 50 см3. Промытый керн с фильтром высушивают до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105-110°С. Высушенный керн охлаждают в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием и взвешивают с погрешностью 0,0001 г.
Отфильтрованный раствор прореагировавшей с керном кислоты постепенно, по каплям, при перемешивании нейтрализуют 3% раствором гидроокиси натрия до рН=6,9-7,0.
Нейтрализованный раствор отработанной кислоты переносят в пластмассовый градуированный цилиндр объемом 50 см3 для отстаивания осадка. После окончания уплотнения осадка измеряют его объем.
Растворимость кернового материала рассчитывают по формуле:
Р=(m1-m2)⋅100%/m1,
где m1 - масса навески керна до взаимодействия с рабочим раствором кислотного состава, г;
m2 - масса промытого и высушенного кернового материала после взаимодействия с рабочим раствором кислотного состава, г.
Объемную долю вторичного осадка вычисляют по формуле:
ϕ(об.)=V2-100%/V1,
где:
V2 - объем вторичного осадка после уплотнения, см3;
V1 - объем кислоты, отфильтрованной после реакции с керновым материалом, см3.
В таблице 5 приведены результаты определения растворимости породы и вторичного осадкообразования для предлагаемого состава в сравнении с известным составом и 12%-ной соляной кислотой.
Как следует из таблицы 2, предлагаемый сухокислотный состав обладает аналогичными по сравнению с известным эксплуатационными свойствами в области хранения и дозирования. Из таблицы 3 видно, что рабочие растворы сохраняют низкие значения межфазного натяжения на границе с н-октаном (0,6-0,9 мН/м). Из таблицы 4 следует, что предлагаемый состав аналогично известному обладает низкой скоростью растворения стали при 20°С, а при 85°С превосходит известный по этому показателю. Из данных таблицы 5 следует, что предлагаемый сухокислотный состав (примеры II-IV) обладает более низким вторичным осадкообразованием, как по сравнению с 12%-ной соляной кислотой, так и с известным составом, несмотря на более высокую растворимость кернового материала, представленного образцом заглинизированного терригенного керна месторождения Западной Сибири.
Таким образом, описываемый сухокислотный состав более эффективно растворяет терригенный коллектор, обладает низкой скоростью растворения стали, низким межфазным натяжением на границе с углеводородами, а также способностью в большей степени удерживать вторичные осадки.
Claims (2)
- Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту, хлорид аммония, фторид аммония, ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б, ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ», полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислот - препарат ОС-20 и лимонную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
хлорид аммония 25,0-35,0 фторид аммония 2,0-6,0 ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б 0,0-0,15 ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К 0,05-0,15 амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5 полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислот - препарат ОС-20 2,0-5,0 лимонная кислота 10,0-20,0 сульфаминовая кислота остальное до 100
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140073A RU2752415C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140073A RU2752415C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2752415C1 true RU2752415C1 (ru) | 2021-07-27 |
Family
ID=76989378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020140073A RU2752415C1 (ru) | 2020-12-07 | 2020-12-07 | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752415C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2802773C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2023-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| WO2015016878A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
-
2020
- 2020-12-07 RU RU2020140073A patent/RU2752415C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| WO2015016878A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТУ 2458-016-57518521-05 Ингибитор коррозии "ИНВОЛ-2". ТУ 2458-022-00151816-2002 Ингибитор коррозии "Сонкор-9510". * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2802773C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2023-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
| RU2813763C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2024-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
| RU2817459C1 (ru) * | 2023-07-10 | 2024-04-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jenning Jr | A study of caustic solution-crude oil interfacial tensions | |
| CN102504797B (zh) | 一种多功能清洁压裂液 | |
| RU2752415C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| CN107513381B (zh) | 一种无固相修井液及其配制方法和使用方法 | |
| RU2655685C1 (ru) | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
| RU2307798C1 (ru) | Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) | |
| RU2244816C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
| RU2733350C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| CN112175601A (zh) | 普通稠油冷采用低张力稠油降粘洗油剂及其制备方法和应用 | |
| Yu et al. | Preparation and performance evaluation of a highly effective barium sulfate descaling system based on ammonium carboxy chelating agent DTPA | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| CN115322763B (zh) | 一种生物酸解堵剂及其制备方法和在低渗透储层中的应用 | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| RU2813123C2 (ru) | Способ суспендирования элементарной серы в воде | |
| RU2237157C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2715407C1 (ru) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2685605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов |