RU2781206C1 - Состав для обработки призабойной зоны скважины - Google Patents
Состав для обработки призабойной зоны скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781206C1 RU2781206C1 RU2021121078A RU2021121078A RU2781206C1 RU 2781206 C1 RU2781206 C1 RU 2781206C1 RU 2021121078 A RU2021121078 A RU 2021121078A RU 2021121078 A RU2021121078 A RU 2021121078A RU 2781206 C1 RU2781206 C1 RU 2781206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bottomhole zone
- composition
- acid
- treatment
- bottomhole
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 31
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 20
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- NJRWNWYFPOFDFN-UHFFFAOYSA-L phosphonate(2-) Chemical compound [O-][P]([O-])=O NJRWNWYFPOFDFN-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 5
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M methanoate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 125000005208 trialkylammonium group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 2
- 235000012970 cakes Nutrition 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 14
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 8
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 6
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 6
- 230000000844 anti-bacterial Effects 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000001464 adherent Effects 0.000 description 4
- 230000001580 bacterial Effects 0.000 description 4
- 230000003115 biocidal Effects 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 3
- 241001244708 Moroccan pepper virus Species 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
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- GNVXPFBEZCSHQZ-UHFFFAOYSA-N iron(2+);sulfide Chemical compound [S-2].[Fe+2] GNVXPFBEZCSHQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 3
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N HF Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002194 synthesizing Effects 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 206010001488 Aggression Diseases 0.000 description 1
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L Copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L MgCl2 Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- LPWZUCWUMYQEOT-UHFFFAOYSA-N P1(=O)OOCCOP(O1)=O Chemical compound P1(=O)OOCCOP(O1)=O LPWZUCWUMYQEOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940049954 Penicillin Drugs 0.000 description 1
- JGSARLDLIJGVTE-MBNYWOFBSA-N Penicillin G Chemical compound N([C@H]1[C@H]2SC([C@@H](N2C1=O)C(O)=O)(C)C)C(=O)CC1=CC=CC=C1 JGSARLDLIJGVTE-MBNYWOFBSA-N 0.000 description 1
- 210000002356 Skeleton Anatomy 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M Sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J Tin(IV) chloride Chemical compound Cl[Sn](Cl)(Cl)Cl HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Vitamin C Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910000512 ankerite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229960000626 benzylpenicillin Drugs 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000005323 carbonate salts Chemical group 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 231100000078 corrosive Toxicity 0.000 description 1
- 231100001010 corrosive Toxicity 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003113 dilution method Methods 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CIMFXUNKOJVRNC-UHFFFAOYSA-L disodium;(4-nonylphenyl)-dioxido-oxo-$l^{5}-phosphane Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCCC1=CC=C(P([O-])([O-])=O)C=C1 CIMFXUNKOJVRNC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000035784 germination Effects 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting Effects 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000011169 microbiological contamination Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective Effects 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001187 sodium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. Технический результат - увеличение проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта. Состав для обработки призабойной зоны содержит, об.%: соляную кислоту или грязевую кислоту 10-24; многофункциональный реагент 2-5; стабилизатор железа 0,5-1; воду - остальное. Многофункциональный реагент представляет собой соль алкил С10-16 триалкиламмония общей формулы (R1R2R3R4N)+An-, где R1=С10Н21-С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион. Состав для обработки призабойной зоны дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2 об.%. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт соляной кислоты (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432).
Недостатком известного способа является большая скорость взаимодействия ингибированной соляной кислоты с карбонатными компонентами породы и взаимодействие ее с глинистыми компонентами скелета пласта, сопровождающееся растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов и процессом гелеобразования с выпадением нерастворимых осадков, которое усиливается с ростом содержания соляной кислоты в рабочем растворе, что может привести к запечатыванию водонефтяных каналов.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий продавку кислотного реагента, содержащего, мас. %: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель - остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину (патент РФ №2346153, опубл. 10.02.2009).
Указанный способ не позволяет восстановить приемистость пласта за счет большой скорости взаимодействия с карбонатными компонентами породы используемых реагентов и недостаточной степени проникновения кислотного реагента в пласт. Кроме того, применяемые для обработки материалы не обеспечивают необходимого предотвращения кольматации призабойной зоны при дальнейшей эксплуатации скважины в том случае, если пластовые флюиды способны к отложению карбонатных солей, нефть способна к отложению асфальтено-смолистых компонент, пластовые флюиды содержат бактериальную микрофлору, порода пласта содержит минералы с высоким содержанием железа (например, анкерит) и глинистые минералы.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2572401). Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас. %: соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции.
В предложенном изобретении решается задача восстановления и (или) увеличения проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта.
Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту или грязевую кислоту, стабилизатор железа, воду, согласно изобретению дополнительно содержит многофункциональный реагент, представляющий собой соль алкил C10-16 триалкиламмония, общей формулы (R1R2R3R4N)+An-, где R1=С10Н21 - С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион, при следующем соотношении компонентов, об.%:
- соляная кислота, или грязевая кислота 10-24;
- указанный многофункциональный реагент 2-5;
- стабилизатор железа 0,5-1;
- вода - остальное.
Состав для обработки призабойной зоны может дополнительно содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2% для снижения коррозионной агрессивности состава.
На фигуре представлен график набухаемости породы пласта в минерализованной воде.
Сущность изобретения.
Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин, является воздействие при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также физико-химические процессы, вызванные технологией и режимом эксплуатации скважин.
При обработке призабойной зоны скважины кислотными составами, содержащими компоненты, препятствующие вторичным осадкообразованиям, уменьшению коррозионной агрессивности, эмульсеобразованию и гидрофобизации породы пласта, а также при осуществлении технологий освоения скважины, т.е. удаление продуктов реакции, как правило, технологический эффект - восстановление или повышение проницаемости достигается. Однако при закачке рабочего агента в скважину, разрабатывающую пласт, флюиды (вода и нефть) способны к солеотложению и образованию асфальтено-смолистых компонент, содержащих бактериальную микрофлору, а порода пласта содержит железосодержащие и глинистые минералы, эффект от кислотной обработки скважины может быть не достигнут или быстро заканчивается.
При обработке призабойной зоны скважины ведут закачку в зону пласта кислотного состава - водного раствора, содержащего 10-24 об.% соляной или грязевой кислоты (грязевая кислота, производимая, например, по ТУ 2481-005-64298356-12), 2-5 об.% многофункционального реагента и 0,5-1 об.%. стабилизатора железа. Проводят технологическую выдержку на реагирование от 2 до 4 часов.
Закачка осуществляется при давлении ниже давления автоГРП, скорость закачки должна быть сопоставима или меньше скорости реакции кислотного состава, определяемой числом Дамкелера, равным 0,8-1.
Время контролируют по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считают достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться. При поинтервальной обработке технологическую выдержку назначают из расчета 2-3 часа на интервал. Затем проводят удаление продуктов реакции из обрабатываемой зоны.
Многофункциональный реагент представляет собой формиат (фосфонат или ацетат) алкил C10-16 триалкиламмония, общей формулы (R1R2R3R4N)+An-, где R1=C10H21 - С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- = фосфонат (формиат или ацетат)-ион.
Заявляемые свойства раствора многофункционального реагента и концентрационные пределы исследовались экспериментально.
Многофункциональный реагент синтезировали следующим образом.
1. Синтез (R1R2R3R4N)+An-, где R1=С10Н21 - С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- - формиат (I), фосфонат (II), и ацетат (III).
Раствор четвертичного аммониевого соединения (для синтеза использовали додецилтриметиламмоний хлорид) с концентрацией 10% мас. в 50 мл метилового спирта смешивали с 10% раствором фосфоната натрия (использовали динатриевую соль оксиэтилендифосфоната), или формиата натрия, или ацетата натрия в 30 мл метанола. Образовавшийся осадок хлорида натрия отфильтровывали, затем фильтрат упаривали. Полученное таким образом вещество представляло собой соль (ионная жидкость): соединение четвертичного аммониевого основания с кислотным остатком.
2. Полученные растворы использовали в экспериментах по определению их биоцидной активности, ингибирующей солеотложение способности, гидрофобизирующей способности, в фильтрационных экспериментах по определению эффективности растворения породы. Кислотные составы, составленные с использованием полученных реагентов, тестировали на коррозионную агрессивность и растворяющую способность.
Определение биоцидной активности многофункционального реагента.
Биоцидную активность определяли согласно РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов» и РД 39-0147103-350-89 «Оценка бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных клеток сульфатвосстанавливающих бактерий при лабораторных испытаниях». Для культивирования бактериальной микрофлоры использовалась среда Постгейта "В".
Для тестирования использовалась накопительная культура СВБ, выделенная из пластовой воды. Титр накопительной культуры Т=107 кл./см3.
Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно планктонных форм СВБ в ряд маркированных пробирок объемом 20 мл наливали по 10 мл стерилизованной модель пластовой воды (МПВ) и по 1,0 мл накопительной культуры СВБ. В пробирки добавляли многофункциональный реагент (II) в дозировке 50, 100, 200, 500 и 1000 мг/л и выдерживали при комнатной температуре 24 часа. После выдержки из каждой пробирки отбирали по 1 мл жидкости и шприцем вводили в пенициллиновые флаконы с питательной средой. Флаконы на 14 суток помещали в суховоздушный термостат с температурой 32°С. О прорастании или отсутствии бактерий судили по появлению черного осадка сульфида железа. Сульфид железа образуется при реакции ионов железа, содержащихся в составе питательной среды, с сероводородом, образующимся в результате жизнедеятельности СВБ.
Результаты испытаний представлены в таблице 1.
Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных форм СВБ круглые металлические образцы с площадью поверхности 2 см2 шлифовали мелкой шкуркой и затем обрабатывали 70% раствором этанола. Подготовленные образцы собирали в батареи, помещали в стерильные цилиндрические ячейки, вносили среду Постгейта В и накопительную двух- трехсуточную культуру СВБ в количестве 5…10% от объема среды, закрывали герметично пробкой и помещали в термостат при температуре 32-34°С на 6-8 дней. За этот период инкубации на поверхности формируется биопленка, представляющая собой клетки СВБ, «зафиксированные» выделяемыми ими биополимерами.
В ряд маркированных стерильных пробирок заливали определенный объем стерилизованной МПВ и вводили дозированное количество испытуемого реагента. Образцы со сформировавшейся на них биопленкой доставали из пробирок стерильным пинцетом, помещали в пробирки с реагентом и герметично закрывали резиновой пробкой. Пробы выдерживали при комнатной температуре 24 часа.
Затем выдержанные в реагенте образцы с адгезированными клетками помещали во флаконы со стерилизованной моделью пластовой воды объемом 2 см2. Флаконы устанавливали в ультразвуковую ванну и включали ультразвук на 1 минуту. За это время биопленка диспергируется в воду, при этом отрицательного воздействия на бактерии не происходит. После отстаивания дисперсии во флаконе, жидкость из верхней части флакона отбирали стерильным шприцем, вносили во флакон с питательной средой Постгейта В и инкубировали в термостате в течение 14 суток при температуре 32-34°С.
О росте и развитии СВБ судили визуально по образованию черного осадка сульфида железа во флаконе. Отсутствие черного осадка свидетельствует о полном подавлении роста адгезированных СВБ. Образец, не бывший в контакте с реагентом, служил для контроля роста бактерий. Для количественного определения концентрации СВБ на единицу поверхности металла образца использовали метод предельных разведений. Количество клеток на единицу поверхности в контрольном образце составило 107 кл/см2.
Результаты испытаний представлены в таблице 1.
В результате проведенного лабораторного тестирования установлено, соли (I) - (III) проявляют высокую биоцидную активность по подавлению планктонных СВБ при дозировке более 200 мг/л и бактерицидную активность по подавлению адгезированных форм СВБ в дозировке более 1000 мг/л.
Определение ингибирующей солеотложение активности многофункционального реагента.
Ингибирующую солеотложение способность соединений (I), (II) и (III) определяли по методике, изложенной в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения».
Для приготовления модели пластовой воды растворением соответствующих количеств солей в дистиллированной воде готовили два раствора по 1 л каждый:
- раствор на основе солей хлоридов натрия, кальция и магния,
- раствор на основе гидрокарбоната натрия.
Приготавливали раствор путем растворения 100 мг реагента в небольшом количестве дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл в мерной колбе, таким образом, чтобы в 1 мл полученного раствора содержался 1 мг ингибитора.
В серию колб емкостью 100-150 мл помещали 50 мл раствора хлористых солей, добавляли требуемое количество соединений (I) - (III) затем в колбу приливали 50 мл раствора карбоната натрия. Для каждого соединения (I) - (III) проводили отдельные тесты
Пробы с веществами (I) - (III), содержащего 30 мг/л и без них - "холостая" проба, плотно закрывали пробками и термостатировали при температуре 90°С в течение 5 часов. После охлаждения проб отфильтровывали выпавший осадок. Остаточное содержание в растворе катионов кальция определяли трилонометрическим титрованием.
Эффективность ингибирования (Э, %) рассчитывали по формуле:
где Cx - содержание катионов кальция в "холостой" пробе, мг/л;
Ср - содержание катионов кальция в пробе с ингибитором после термостатирования, мг/л;
С0 - содержание катионов кальция в исходном растворе, мг/л.
Проводилось три параллельных определения эффективности ингибирования при каждой дозировке на модельных минерализованных водах гидрокарбонатно-натриевого (МПВ 1) и хлоридно-кальциевого типа (МПВ 2). Результаты представлены в таблице 2.
Определение гидрофобизирующей способности многофункционального реагента.
Гидрофобизирующую способность соединений (I) - (III) определяли по ингибированию набухаемости пластовой породы с использованием прибора Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. В качестве пластовой породы использовали дезинтегрированный керновый материал горных пород (15-17% глинистого материала) месторождения. Для сравнения характеристик набухания (% изменения объема) исследовали набухание материала породы пласта АС12 в водных растворах. Результаты по набуханию приведены на фигуре, из которой видно, что в присутствии многофункционального реагента (I), (II) и (III) происходит подавление набухаемости глинистого материала с высокой эффективностью.
Определение растворимости горной породы.
Для определения растворимости горной породы использовали натурные образцы кернового материала Одесского месторождения: 1 - образец, в. палеоцен, алевролит; 2 - образец, н. палеоцен, известняк; 3 - образец, н. палеоцен, известняк; 4 - образец, в. палеоцен, алевролит песчаник.
Был приготовлен кислотный состав с содержанием соляной кислоты 24 об.% со следующим содержанием компонентов
Оценку действия кислотного состава на керн производили по количеству растворенной породы в течение 24 часов заданного времени при пластовой температуре (53°С). Для исследований использовали керновый материал фракции 0,1-0,2 мм.
Результаты исследования растворяющей способности кернового материала в кислотном составе представлена в таблице 2а.
Таблица 2а – Потеря массы образца кернового материала в кислотном составе
| № образца кернового материала |
Потеря массы образца керна за 24 ч, % |
| 1 алевролит | 7,4 |
| 2 известняк | 80,8 |
| 3 известняк | 81,6 |
| 4 песчаник | 9,9 |
Отработанные растворы нейтрализовали 1н раствором NaOH с целью определения вторичного осадкообразования. В нейтрализованных растворах вторичного осадкообразования не происходило.
Определение коррозионной агрессивности кислотного состава (КС) с многофункциональным реагентом.
Определение коррозионной агрессивности КС проводили гравиметрическим методом с использованием стальных образцов по ГОСТ 9.506-87. Металлические образцы взвесили и поместили в стаканы с кислотными составами. Эксперимент проводили при 20°С в течение 24 часов и при 55°С в течение 5 часов.
Результаты эксперимента представлены в таблице 3.
Проведенные эксперименты позволяют обосновать концентрационные пределы для технологического раствора кислотного состава для обработки скважины, который представляет собой композиционную смесь с различным процентным содержанием соляной кислоты, многофункционального реагента (I) - (III), стабилизатора железа, например, лимонной кислоты, в следующих соотношениях, об.%:
соляная кислота 10-24;
многофункциональный реагент (I) - (III) 2-5;
стабилизатор железа 0,5-1;
вода - остальное.
Фильтрационные эксперименты с использованием КС с многофункциональным реагентом.
Фильтрационные эксперименты проводили с целью определения эффективности воздействия КС на карбонатные породы. В качестве контрольного эксперимента использовали образец породы 2. Порядок фильтрационных экспериментов был следующим:
1. Определение фильтрационно-емкостных характеристик кернового материала (геометрические размеры, пористость, проницаемость по газу)
2. Подготовка образцов керна (высушивание, определение веса образцов, создание остаточной водонасыщенности, определение проницаемости по газу с остаточной водонасыщенностью)
3. Проведение исследований на фильтрационной установке, моделирующей воздействие КС (постоянная скорость закачки, фиксация максимального давления закачки, расчет коэффициента изменения проницаемости)
Результаты фильтрационного эксперимента и условия его проведения приведены в таблице 4
Предлагаемый состав КС с реагентом многофункционального действия снижает коэффициент изменения проницаемости, по сравнению с соляной кислотой без модифицирующих добавок. В данном контексте это снижение следует рассматривать как положительный фактор, который позволяет предлагаемому КС обеспечить более глубокую обработку карбонатных коллекторов.
Claims (3)
1. Состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту или грязевую кислоту, стабилизатор железа, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит многофункциональный реагент, представляющий собой соль алкил С10-16 триалкиламмония, общей формулы (R1R2R3R4N)+An-, где R1=С10Н21 - С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион, при следующем соотношении компонентов, об.%:
2. Состав для обработки призабойной зоны по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 1-2 об.%.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781206C1 true RU2781206C1 (ru) | 2022-10-07 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103496C1 (ru) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ увеличения приемистости терригенного глинизированного пласта |
| RU2346153C2 (ru) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| WO2014137477A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing |
| RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2659918C1 (ru) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103496C1 (ru) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ увеличения приемистости терригенного глинизированного пласта |
| RU2346153C2 (ru) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| WO2014137477A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing |
| RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2659918C1 (ru) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Stringfellow et al. | Physical, chemical, and biological characteristics of compounds used in hydraulic fracturing | |
| EP0224346B1 (en) | Scale removal treatment in subterranean formations | |
| CA2052732C (en) | Method for inhibiting scale formation | |
| NO821179L (no) | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer | |
| EP3231791B1 (en) | Hydroxysultaine- and sulfobetaine-based geminal zwitterionic liquids, method for obtaining same, and use thereof as wettability modifiers having corrosion inhibiting properties | |
| Hagar et al. | Microbial H2S generation in hydrocarbon reservoirs: Analysis of mechanisms and recent remediation technologies | |
| RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
| RU2781206C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2320852C2 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для 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 | |
| Xiong et al. | Hydraulic fracturing geochemical impact on fluid chemistry: comparing wolfcamp shale and Marcellus Shale | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| RU2307798C1 (ru) | Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| Mahmoud | Removing of formation damage and enhancement of formation productivity using environmentally friendly chemicals | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| US20200199437A1 (en) | Drilling fluid for hydrocarbon wells and manufacturing process thereof | |
| RU2309176C2 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
| Al-Taq et al. | Successful Application of TSE-Based Fracturing Fluids in Proppant Fracturing for Unconventional Carbonate Source Rock | |
| RU2759749C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2766183C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа |