UA52522A - Acid surface-active composition for well bottom zone processing - Google Patents
Acid surface-active composition for well bottom zone processing Download PDFInfo
- Publication number
- UA52522A UA52522A UA2002087058A UA200287058A UA52522A UA 52522 A UA52522 A UA 52522A UA 2002087058 A UA2002087058 A UA 2002087058A UA 200287058 A UA200287058 A UA 200287058A UA 52522 A UA52522 A UA 52522A
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- composition
- aspv
- water
- solvent
- acid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 6
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002352 surface water Substances 0.000 claims abstract 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 241001493096 Apple stem pitting virus Species 0.000 claims description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 125000001475 halogen functional group Chemical group 0.000 claims description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003905 agrochemical Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Landscapes
- Road Paving Structures (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути використаний для обробки привибійної 2 зони.The invention relates to the oil production industry and can be used for the treatment of the bottom 2 zone.
Відомий склад для обробки привибійної зони пласта, що включає поверхнево-активну речовину, наприклад, нафтовий або синтетичний сульфонат 0,25 - 3,095 і соляну кислоту концентрацією 5 - 2495 (Автор, св. СРСР Мо 1161699, кл Е 21 В 43/22 1984).A well-known composition for the treatment of the outcrop zone of the formation, which includes a surface-active substance, for example, petroleum or synthetic sulfonate 0.25 - 3.095 and hydrochloric acid with a concentration of 5 - 2495 (Author, St. USSR Mo 1161699, class E 21 B 43/22 1984 ).
Недоліком цього складу є невисокі відмиваючі властивості асфальто-смолистих і парафінових відкладів у 70 привибійній зоні свердловині та недостатнє ефективне зниження водопроникності високопроникних пропластків неоднорідних пластів.The disadvantage of this composition is the low washing properties of asphalt-resinous and paraffinic deposits in the 70 near-bore zone of the well and the insufficient effective reduction of water permeability of highly permeable interlayers of heterogeneous layers.
Найближчим до запропонованого винаходу за технічною суттю і отримуваним результатом є склад для обробки привибійної зони (автор, св. СРСР Мо 1571224, кл. Е 21 В 43/27, 1988).The closest to the proposed invention in terms of technical essence and the obtained result is the composition for processing the pit zone (author, USSR Mo 1571224, class E 21 B 43/27, 1988).
Недоліком цього способу є недостатня ефективність при обробці заглинизованої привибійної зони 72 високообводнених свердловин.The disadvantage of this method is the lack of efficiency in the treatment of the clay-encrusted bottom zone 72 of highly watered wells.
В основу винаходу поставлено завдання створити такий кислотний поверхнево-активний склад, у якому, згідно з винаходом, за рахунок високих відмиваючих і розчинних властивостей досягається підвищення ефективності обробки привибійної зони високообводнених свердловин.The basis of the invention is the task of creating such an acidic surface-active composition, in which, according to the invention, due to high washing and dissolving properties, an increase in the efficiency of the treatment of the near-bottom zone of highly watered wells is achieved.
Для вирішення завдання запропоновано такий кислотний поверхнево-активний склад для обробки привибійної зони пласта, у якому згідно з винаходом, використовують суміш інгібованої соляної і фтористоводневої кислот неіоногенної поверхнево-активної речовини (ПАР) і води, причому як розчинних асфальто-смолистих і парафінових відкладів (АСПВ) використовують в емульгованому вигляді ароматичних або галопохідних вуглеводнів при наступному співвідношенні компонентів, мас. 9о:To solve the problem, such an acid surface-active composition is proposed for the treatment of the outcrop zone of the formation, in which, according to the invention, a mixture of inhibited hydrochloric and hydrofluoric acids, a nonionic surface-active substance (surfactant) and water is used, and as soluble asphalt-resinous and paraffinic deposits ( ASPV) are used in the emulsified form of aromatic or halo-derived hydrocarbons with the following ratio of components, wt. 9 o'clock:
Інгібована соляна кислота в перерахунку на НСІ 5,0 - 23,0 «Inhibited hydrochloric acid in terms of NCI 5.0 - 23.0 "
Фтористоводнева кислота 2,0 - 10,0Hydrofluoric acid 2.0 - 10.0
Неійоногенна поверхнево-активна речовина 1,0 -5,0Nonionic surfactant 1.0 -5.0
Розчинник АСПВ 5,0 - 25,0ASPV solvent 5.0 - 25.0
Вода решта с счThe rest of the water with
Для приготування цього кислотного поверхнево-активного складу використовують соляну кислоту (ТУ 4814-82) і фтористоводневу кислоту (ТУ 1426-84), а як неіоногену ПАР оксиетилований алкілфенол, наприклад, Іс) марки Неонол АФ 9-12, а як розчинник АСПВ-фракцію ароматичних вуглеоднів або АПК-продукт (ТУ сч 2122-199-05-76-34-68-94), що являє собою суміш галопохідних сполук.To prepare this acidic surface-active composition, hydrochloric acid (TU 4814-82) and hydrofluoric acid (TU 1426-84) are used, and as a nonionic surfactant, oxyethylated alkylphenol, for example, Is) brand Neonol AF 9-12, and as a solvent ASPV- fraction of aromatic hydrocarbons or agrochemical product (TU ch 2122-199-05-76-34-68-94), which is a mixture of halo derivatives.
Склад готується наступним чином. ів)The composition is prepared as follows. iv)
Спочатку в ароматичному або галопохідному розчиннику або в суміші зазначених розчинників розчиняють розрахункову кількість неіоногенної ПАР, потім одержанний розчин ПАР змішують з водою, в яку попередньо додається розрахункова кількість соляної кислоти і фтористоводневої кислоти. «First, the estimated amount of nonionic surfactant is dissolved in an aromatic or halo derivative solvent or in a mixture of these solvents, then the resulting surfactant solution is mixed with water, to which the estimated amount of hydrochloric acid and hydrofluoric acid is previously added. "
На відміну від відомих ПАР-кислотних складів для обробки привибійної зони зазначений склад, що являє собою мікроемульсійну систему, що добре фільтрується в пористе середовище і не тільки добре очищає т с привибійну зону пласта від відкладів солей і залишків бурових розчинів, але і пептизує і розчиняє ч парафіно-смолисті та асфальтенові відклади. Крім того, зазначений склад в пластових умовах після його » нейтралізації зберігає високі нафтовитісняючі властивості.In contrast to the known surfactant-acid compositions for the treatment of the near-hole zone, the specified composition is a microemulsion system that filters well into the porous medium and not only cleans well the near-hole zone of the reservoir from salt deposits and residual drilling fluids, but also peptizes and dissolves h paraffin-resinous and asphaltene deposits. In addition, the specified composition in formation conditions after its » neutralization retains high oil-displacing properties.
Для порівняльної оцінки ефективності дії складів готують склади згідно з винаходом і прототипом (А. с. Мо 1571224). о Запропонований склад готують вищезазначеним способом, а склад прототипу готують послідовним з розчиненням неонолу і сільфонолу в розбавленій соляній кислоті в кількостях передбачених формулою винаходу. 1 Частина приготовлених кислотних поверхнево-активних складів аналізувалась на їх розчинну властивість по з 20 відношенню до штучно приготованої суміші, що складається із карбонату кальцію 5Омас. 90, глини 20мас. 95 іFor a comparative evaluation of the effectiveness of the formulations, the formulations are prepared according to the invention and the prototype (A. p. Mo 1571224). o The proposed composition is prepared by the above-mentioned method, and the prototype composition is prepared sequentially with the dissolution of neonol and sulfonol in dilute hydrochloric acid in the quantities provided for in the formula of the invention. 1 Part of the prepared acidic surface-active compositions was analyzed for their solubility property in relation to the artificially prepared mixture consisting of calcium carbonate 5Omas. 90, clay 20 mass. 95 and
АСПВ ЗОмас. ро.ASPV ZOmas. ro.
ІК) Розчинна властивість (Рв) складів оцінювалася за інтенсивністю протікання хімічної реакції, їх взаємодією з карбонатом кальцію і зменшенням ваги залишку суміші, що розчиняється, по закінченню хімічної реакції за формулою (1):IC) The solubility property (Pv) of the compositions was evaluated by the intensity of the chemical reaction, their interaction with calcium carbonate and the decrease in the weight of the remaining soluble mixture after the end of the chemical reaction according to formula (1):
Рв - КО5- СК). 10Ф3/ Со, бо, »Rv - KO5- SC). 10F3/ So, because, »
Мо Склад| Вміст компонентів, мас. 95 Розчинна здатність, Ре, 95) Нафтовідмиваюча здатність, Мк, 90 59 1 дан 3 орав зо вової 11100000008001111111110 900 2 дян 3 авроо воло тя 00000000 85000000000000000в5о,Mo Warehouse Content of components, wt. 95 Solubility, Re, 95) Oil-washing capacity, Mk, 90 59 1 day 3 hours 11100000008001111111110 900 2 days 3 hours 00000000 8500000000000000v5o,
З дан 3 вопеолосовоїзо 1111100009560111111100000л000 яопротютит о25 0л/5о сл 00000050 звоFrom date 3 vopeolosovoizo 1111100009560111111100000l000 iprotyutit o25 0l/5o sl 00000050 zvo
Боротти 10 лобові вв 00000055 0 00000060 б5 (б.прототип| 30 23230 ЗИ! в6БЮ1111111111111111 вв -Д-Sidewalls 10 frontal vv 00000055 0 00000060 b5 (b.prototype | 30 23230 ZY! v6BYU1111111111111111 vv -D-
де Со - наважка оброблювальної суміші, г; б, - нерозчинний залишок, після обробки суміші, г.where Co is the weight of the processing mixture, g; b, - insoluble residue, after processing the mixture, g.
Нафтовитісняюча властивість порівнювальних ПАР - кислотних складів аналізувалася після їх нейтралізації карбонатом кальцію на насипній пласта моделі з кварцевим піском довжиною 50см та діаметром 1,1см, що має пористість 369ро і проникність за водою 3,Вмкм.The oil-displacing property of the comparative surfactants - acid formulations was analyzed after their neutralization with calcium carbonate on a bulk bed model with quartz sand 50 cm long and 1.1 cm in diameter, which has a porosity of 369 ro and a permeability to water of 3.Vμm.
Зазначену модель спочатку насичували пластовою водою із загальним солевмістом 12,7905. Після чого, воду витісняли нафтою при 20"С. потім нафту витісняли тією ж пластовою водою до граничної обводненості до граничної обводненності вихідних проб рідини із керна. При цьому кінцеве нафтовитіснення досягало 65 - 70965. 70 Підготовлені таким чином керни досліджувались на ефективність до відмиву залишкової нафти порівнювальними нейтральними складами при закачуванні їх оторочки в кількості одного порового об'єму і потім витіснення вказаної оторочки пластовою водою до припинення виносу нафти з керна. Досліди проводять при кімнатній (207 - 57С).The specified model was initially saturated with reservoir water with a total salinity of 12.7905. After that, the water was displaced by oil at 20"C. then the oil was displaced by the same formation water until the water limit of the initial liquid samples from the core. At the same time, the final oil displacement reached 65 - 70965. 70 The cores prepared in this way were examined for the effectiveness of washing out residual of oil with comparative neutral compounds when injecting their rim in the amount of one pore volume and then displacing the specified rim with formation water until the removal of oil from the core stops. Experiments are carried out at room temperature (207 - 57C).
Нафтовитісняючу здатність порівнювальних складів оцінювали за кількістю нафти додатково вилученої із 75 Ккерна, що виражається у вигляді коефіцієнта витіснення МК в об'ємне процентах від залишкової нафти після його заводнення.The oil-displacing capacity of the comparative compositions was evaluated by the amount of oil additionally extracted from 75 Kkern, which is expressed as the MK displacement coefficient in percent by volume of the residual oil after its flooding.
Результати досліджень розробленого складу і відомого складу, взятого за прототип, наведені в таблиці. З наведених в таблиці даних видно, що запропонована суміш порівняно до прототипу має більш високу розчинну здатність не лише по відношенню до відкладень солей карбонату кальцію, але за однакових значень вмісту неіоногенної ПАР (порівняння складів 2 і 5), має в 1,5 разу кращу розчину здатність по відношенню до АСПВ.The results of studies of the developed composition and the known composition taken as a prototype are shown in the table. From the data given in the table, it can be seen that the proposed mixture, compared to the prototype, has a higher dissolving capacity not only in relation to calcium carbonate salt deposits, but at the same values of the content of nonionic surfactants (comparison of compositions 2 and 5), it has 1.5 times better solution capacity in relation to ASPV.
При цьому більш ніж в два рази покращується нафтовідмиваючі властивості в складу 2 порівняно зі складом 5.At the same time, the oil-removal properties of composition 2 are improved more than twice compared to composition 5.
При вищому вмісті НСІ (2Змас. 95) запропонований склад (склад 3) по відношенню до прототипу (склад 6) має чітко виражені розчинні властивості по відношенню глинистих часток (за рахунок наявності в складі НЕ) і 10090 нафтовідмиваючі властивості (за рахунок підвищеного вмісту в складі неіногенної ПАР (5мас. 9Уо) і ефективного розчинника АПК (25мас. 9б).With a higher content of NSI (2Zmas. 95), the proposed composition (composition 3) in relation to the prototype (composition 6) has clearly defined soluble properties in relation to clay particles (due to the presence of NE in the composition) and 10090 oil-removal properties (due to the increased content in composition of a non-inogenic surfactant (5 wt. 9Uo) and an effective solvent of APC (25 wt. 9b).
Порівнювальний прототип (склад б) навіть при сумарному вмісті неіногенної ПАР в кількості 5,З3мас. 95 і НОСІ « в кількості 23мас. 95 забезпечує розчинення штучно приготованої суміші лише на б5мас. 9о це вказує на те, що розчинна здатність цього складу по відношенню АСПВ і глинистих складових (якщо припустити 10095 розчинення карбонату кальцію) не перевищує 1595 їх масового вмісту. Ге счThe comparative prototype (composition b) even with the total content of non-inogenic surfactants in the amount of 5.33 mass. 95 and NOSI "in the amount of 23 mass. 95 provides dissolution of the artificially prepared mixture only by 5 mass. 9o, this indicates that the solubility of this composition in relation to ASPV and clay components (if we assume 10095 dissolution of calcium carbonate) does not exceed 1595 of their mass content. Ge sch
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2002087058A UA52522A (en) | 2002-08-29 | 2002-08-29 | Acid surface-active composition for well bottom zone processing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2002087058A UA52522A (en) | 2002-08-29 | 2002-08-29 | Acid surface-active composition for well bottom zone processing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA52522A true UA52522A (en) | 2002-12-16 |
Family
ID=74285085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2002087058A UA52522A (en) | 2002-08-29 | 2002-08-29 | Acid surface-active composition for well bottom zone processing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA52522A (en) |
-
2002
- 2002-08-29 UA UA2002087058A patent/UA52522A/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2131972C1 (en) | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone | |
| JP5539189B2 (en) | Aqueous fluid for preventing the formation of a W / O emulsion or for decomposing a W / O emulsion already formed in a porous matrix | |
| AU2011329885B2 (en) | Foamers for downhole injection | |
| US7902123B2 (en) | Microemulsion cleaning composition | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| WO2014164123A1 (en) | Foamers for liquid removal | |
| ITVA20100076A1 (en) | CLAY INHIBITORS FOR THE OIL INDUSTRY | |
| BR112021006125A2 (en) | method, and, composition | |
| RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
| UA52522A (en) | Acid surface-active composition for well bottom zone processing | |
| CA2833898A1 (en) | Stabilised compound eliminating and inhibiting scale in pipelines | |
| RU2312880C1 (en) | Stabilizer for collector properties of oil formation | |
| RU2272904C1 (en) | Dry acid composition to process terrigenous reservoirs and to remove clay from well bottom zone | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| RU2309176C2 (en) | Technological liquid for perforation and damping holes | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| RU2188843C1 (en) | Process fluid for perforation and killing of wells | |
| RU2411276C1 (en) | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry | |
| Noormohammadi | Chemical investigation of drilling flowers, types of contaminations and ways to treat them | |
| SU1571224A1 (en) | Composition for processing face zone of seam | |
| RU2752461C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of collectors | |
| RU2758371C1 (en) | Composition for removing barium and calcium sulphate scaling and method for application thereof | |
| RU2066373C1 (en) | Method for removing slurry from hydrocarbon seams | |
| RU2237157C1 (en) | Compound for acidic treatment of face-adjacent bed area |