RU2752461C1 - Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов - Google Patents
Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752461C1 RU2752461C1 RU2020143588A RU2020143588A RU2752461C1 RU 2752461 C1 RU2752461 C1 RU 2752461C1 RU 2020143588 A RU2020143588 A RU 2020143588A RU 2020143588 A RU2020143588 A RU 2020143588A RU 2752461 C1 RU2752461 C1 RU 2752461C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- collectors
- dry
- rock
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 5
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 7
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 17
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 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 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 4
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 3
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 3
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 calcium cations Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 3
- KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N Acetophenone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC=C1 KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 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
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Natural products OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N butanedioic acid Chemical compound O[14C](=O)CC[14C](O)=O KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N 0.000 description 1
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical class [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 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
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 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
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки высокотемпературных коллекторов. Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов содержит, % мас: ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 0,1-0,5, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5 и гликолевую кислоту остальное до 100. Достигаемый технический результат заключается в обеспечении более эффективного растворения породы, увеличения проницаемости коллекторов, исключения образования осадков при контакте кислотного технологического раствора с породой и снижения коррозионной активности стали при повышенных пластовых температурах. 8 пр., 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки высокотемпературных коллекторов.
Существует 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), 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 оксиэтйлированных нонйлфенолов ПАВ Нежеголь (0,5-5,0% масс), водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов, й бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ (0,5-5,0% масс), ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон (0,1-3,0% масс), лимонную кислоту (1,0-10,0% масс.) 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 породой, содержащей карбонат кальция, и 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.
Известен способ увеличения проницаемости пласта, включающий нагнетание кислотной композиции в пласт, где кислотная композиция содержит по меньшей мере одну дикарбоновую кислоту, имеющую молекулярную массу 175 или меньше, и контакт пласта с кислотной композицией при температуре от 92°С до 204°С в течение эффективного периода времени для улучшения проницаемости пласта в отсутствие минеральной кислоты, при этом данная кислотная композиция содержит дикарбоновую кислоту, выбранную из группы, состоящей из янтарной кислоты, глутаровой кислоты, адипиновой кислоты и их смесей (US 2016/0298024, 2016).
Недостатком кислотной композиции, используемой в способе, является низкая растворимость адипиновой кислоты в воде (так при 20°С растворяется всего 1,5% адипиновой кислоты), образование плохорастворимых солей оксалатов кальция при взаимодействии щавелевой кислоть1 с карбонатом кальция и катионами кальция, присутствующими в пластовой воде, высокая стоимость многоосновных органических кислот.
Более близким к изобретению 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 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 |
При этом ПАВ и ингибитор коррозии наносят на поверхность смеси сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения (RU 2689937, 2019).
Недостатком указанного сухокислотного состава является низкая эффективность состава в коллекторе с температурой выше 90°С за счет гидролиза сульфаминовой кислоты, входящей в состав, с образованием сульфат-ионов, которые при взаимодействии с катионами кальция, присутствующими в пластовой воде, а также образующимися при растворении породы, содержащей карбонат кальция, образуют нерастворимые осадки.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание сухокислотного состава для кислотных обработок коллекторов, обеспечивающего повышение эффективности растворения коллекторов карбонатного, терригенного и смешанного типов при повышенных пластовых температурах, низкое межфазное натяжение на границе с углеводородами, а также допустимую скорость растворения стали.
Указанная техническая проблема решается созданием сухокислотного состава для кислотных Обработок коллекторов, содержащего ингибитор коррозии ИНВОЛ-2, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» и гликолевую кислоту, при следующем соотношении компонентов, % масс:
| Ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 | 0,1-0,5 |
| Амфолитное поверхностно-активное вещество | |
| «Нефтенол ВУПАВ» | 0,5-1,5 |
| Гликолевая кислота | остальное, до 100 |
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении более эффективного растворения породы, увеличения проницаемости коллекторов, исключения образования осадков при контакте кислотного технологического раствора с породой и снижения коррозионной активности стали при повышенных пластовых температурах.
Для исследований используют следующие компоненты:
1. Гликолевая кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% масс. основного вещества, CAS 79-14-1.
2. Кислотный ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 предназначен для защиты оборудования в химической, нефтегазодобывающей промышленности, проявляет высокие защитные свойства. (материалы III Международной научно-практической конференции (XI Всероссийской научно-практической конференции). Нефтепромысловая химия, 24.06.2016, Москва, июнь, 2016, с.41-43.
3. «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.
4. Вода пресная.
5. Вода минерализованная Западно-Сибирская, ρ=1,012 г/см3.
6. Образец нефти - нефть одного из месторождений Западной Сибири (Муравленское), плотностью 843 кг/м3.
7. Цилиндрические образцы керна диаметром 30 мм и высотой 50 мм одного из месторождений Западной Сибири, коллектор 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 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; «Нефтенол ВУПАВ» - 1,0; ингибитор коррозии «ИКУ-128» - 0,2; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 2.
В стеклянном стакане на 250 мл к 99,4 г гликолевой кислоты при перемешиваний стеклянной палочкой последовательно добавляют 0,5 г «Нефтенола ВУПАВ» и 0,1 г ингибитора коррозии ИНВОЛ-2.
После перемешивания в течение 5-10 мин получают состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс: «Нефтенол ВУПАВ» - 0,5; ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 - 0,1% масс; гликолевая кислота - 99,4.
Пример 3.
В стеклянном стакане на 250 мл к 98,7 г гликолевой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавляют 1,0 г «Нефтенола ВУПАВ» и 0,3 г ингибитора коррозии ИНВОЛ-2.
После перемешивания в течение 5-10 мин получют состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс: «Нефтенол ВУПАВ» - 1,0; ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 - 0,3; гликолевая кислота - остальное, до 100.
Пример 4.
В стеклянном стакане на 250 мл к 98,0 г. гликолевой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавляют 1,5 г «Нефтенола ВУПАВ» и 0,5 г ингибитора коррозии ЙНВОЛ-2.
После перемешивания в течение 5-10 мин получают состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.: «Нефтенол ВУПАВ» - 1,5; ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 - 0,5; гликолевая кислота - остальное, до 100.
Данные по концентрации реагентов, в сухокислотном составе представлены в таблице 1.
В лабораторных условиях определяют следующие технологические свойства предлагаемого сухокислотного состава: содержание влаги, угол естественного откоса (угол сыпучести).
Содержание влаги определяют по изменению массы сухокислотного состава после, сушки при 105°С до постоянной массы.
Угол естественного откоса определяют по углу, образуемому сухокислотным составом на горизонтальной поверхности.
Методика определения угла естественного откоса:
1. Воронку стеклянную В 100-230 ХС по ГОСТ 25336-82 устанавливают в штатив на расстоянии 7-10 см от конца воронки до поверхности;
2. Под воронкой помещают лист-шаблон или обычный лист бумаги таким образом, чтобы порошок не просыпался за пределы листа;
3. Воронку закрывают снизу и засыпают навеску сухокислотного состава;
4. Убирают заслон - происходит истечение навески через воронку на лист. При плохой сыпучести производят легкое постукивание по краю воронки для создания вибрации;
5. Определяют высоту Н, мм, и радиус R, мм, образовавшегося конуса;
6. По полученным данным высчитывают угол естественного откоса по формуле:
где:
Н - высота, мм, образовавшегося конуса;
R - радиус, мм, образовавшегося конуса;
Степень сыпучести в зависимости от угла естественного откоса определяют по таблице 2.
Результаты исследований представлены в таблице 3.
Ниже представлены примеры приготовления технологического раствора с использованием предлагаемого сухокислотного состава.
Пример I.
В стеклянном стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 1 (известный состав).
Пример II.
В стеклянном стакане на 250 мл в 90,0 г минерализованной воды, плотностью 1,012 г/см3 при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 2.
Пример III.
В стеклянном стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 3.
Пример IV.
В стеклянном стакане на 250 мл в 90,0 г пресной воды при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 10,0 г сухокислотного состава, описанного в примере 4.
Полученные растворы исследуют следующим образом:
Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатной породе при температуре 120°С определяют гравиметрическим методом. Определяют массу и площадь поверхности кубических кусков мрамора, помещают их в кислотостойкие автоклавы, заливают раствором, объем которого (мл) численно равен площади Поверхности кубика (см2), умноженной на 2,5 и помещают в сухожаровой шкаф при температуре 120°С на время, равное 0,5; 1,5; 3 и 6 часов. После этого кубики мрамора вынимают, промывают водой, высушивают до постоянной массы и определяют относительную убыль массы кубиков (растворяющая способность) по формуле:
где m0 и m1 - начальная масса и конечная масса, соответственно, г;
ΔmOTH - относительная убыль массы, %.
Оценивают наличие осадка, образуемого после реакции в растворе отработанной кислоты, и/или рыхлого Осадка на кубике.
Принимают, что реакция пролонгирована, если она не заканчивается спустя 3 часа.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородом (н-октан, х.ч.) определяют при помощи оптического тензиометра OSA-15 PRO по методике, прилагаемой к прибору.
Скорость коррозии стали Ст3 кп определяют согласно ГОСТ Р 9.905-2007. 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.
Совместимость с пластовой нефтью определяют путем смешения состава, содержащего 5000 ppm Fe3+, с нефтью в объемных соотношениях 1:3, 1:1 и 3:1, интенсивного перемешивания, термостатирования при заданной температуре в течение 30 минут и определения времени полного расслоения эмульсий при данной температуре.
Поскольку исследования на совместимость проводят при атмосферном давлении, во избежание закипания смеси используют максимально возможную температуру, составляющую 95°С.
Данные о физико-химических свойствах состава приведены в таблице 4. 
Для исследования воздействия состава на образец терригенной породы проводят фильтрационные испытания на образцах керна терригенной породы Западно-Сибирского месторождения с содержанием глин более 30%. Исследования проводят на фильтрационной установке высокого давления и температуры Vinci CFS-350 с применением составной керновой модели пласта с остаточной водонасыщенностью 48,5%, при пластовой температуре 120°С, с использованием модели пластовой воды и изовискозной модели пластовой нефти.
Результаты исследований представлены в таблице 5.
Как следует из таблицы 3, предлагаемый сухокислотный состав обладает аналогичными, по сравнению с известным составом, эксплуатационными свойствами в области хранения и дозирования. Из таблицы 4 видно, что рабочие растворы предлагаемого состава длительно сохраняют реакционную способность при высокой пластовой температуре (120°С), имеют повышенную, по сравнению с известным составом, растворимость карбонатной породы, сохраняют низкие значения межфазного натяжения на границе с н-октаном (0,8-1,0 мН/м), допустимую скорость растворения стали при 20°С, а при 120°С превосходят известный состав по этому показателю; при добавлении к составам 5000 ppm Fe3+ не образуют осадков и эмульсий при контакте с нефтью в различных соотношениях.
Из таблицы 5 следует, что после закачки 10%-ного рабочего раствора предлагаемого сухокислотного состава через колонку низкопроницаемых терригенных кернов с повышенным содержанием глин (более 30%) с остаточной водонасыщенностью (48,5%) при температуре эксперимента 120°С, значительно (на 58%) увеличивается проницаемость по нефти (коэффициент восстановления составляет 158%), что значительно выше аналогичного показателя для известного состава, рабочий раствор которого в данных условиях показывает низкую эффективность.
Из приведенных данных следует, что заявленный состав эффективен также при обработке смешанных коллекторов.
Таким образом, описываемый сухокислотный состав более эффективно растворяет различные типы коллекторов, длительно сохраняет реакционную способность при высокой пластовой температуре, обладает низкой скоростью растворения стали, низким межфазным натяжением на границе с углеводородами.
Claims (2)
- Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов, содержащий ингибитор коррозии ИНВОЛ-2, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» и гликолевую кислоту, при следующем соотношении компонентов, % мас.
-
Ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 0,1-0,5 Амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5 Гликолевая кислота остальное до 100
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143588A RU2752461C1 (ru) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143588A RU2752461C1 (ru) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2752461C1 true RU2752461C1 (ru) | 2021-07-28 |
Family
ID=77226120
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020143588A RU2752461C1 (ru) | 2020-12-29 | 2020-12-29 | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752461C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| US20160145486A1 (en) * | 2013-07-31 | 2016-05-26 | 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
- 2020-12-29 RU RU2020143588A patent/RU2752461C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| US20160145486A1 (en) * | 2013-07-31 | 2016-05-26 | 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0224346B1 (en) | Scale removal treatment in subterranean formations | |
| EA026696B1 (ru) | Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) | |
| CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| EA007769B1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| Moore et al. | Bench-top experiments evaluating simulated hydraulic fracturing fluid interactions with Marcellus shale core | |
| RU2242605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| RU2301248C1 (ru) | Базовая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора и разглинизации призабойной зоны пласта | |
| BR112017026947B1 (pt) | Composição e método para recuperação aprimorada de óleo de depósito subterrâneo | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| Mahmoud | Removing of formation damage and enhancement of formation productivity using environmentally friendly chemicals | |
| 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 | |
| RU2781206C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2759749C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов |