UA86111U - Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers - Google Patents
Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers Download PDFInfo
- Publication number
- UA86111U UA86111U UAU201308732U UAU201308732U UA86111U UA 86111 U UA86111 U UA 86111U UA U201308732 U UAU201308732 U UA U201308732U UA U201308732 U UAU201308732 U UA U201308732U UA 86111 U UA86111 U UA 86111U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- acid
- water
- composition
- zone
- gas
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- -1 Decyl Glycoside Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 27
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 8
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M sodium benzoate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000004299 sodium benzoate Substances 0.000 claims description 2
- 235000010234 sodium benzoate Nutrition 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 23
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 abstract 2
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 abstract 1
- 150000002338 glycosides Chemical class 0.000 abstract 1
- 125000002801 octanoyl group Chemical group C(CCCCCCC)(=O)* 0.000 abstract 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 20
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 17
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 16
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 11
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 3
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 3
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000000041 non-steroidal anti-inflammatory agent Substances 0.000 description 3
- 229940021182 non-steroidal anti-inflammatory drug Drugs 0.000 description 3
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 2
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- CELWCAITJAEQNL-UHFFFAOYSA-N oxan-2-ol Chemical compound OC1CCCCO1 CELWCAITJAEQNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002453 shampoo Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000005696 Diammonium phosphate Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Natural products CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YQEZLKZALYSWHR-UHFFFAOYSA-N Ketamine Chemical compound C=1C=CC=C(Cl)C=1C1(NC)CCCCC1=O YQEZLKZALYSWHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HJMPSKKJHVWPBK-UHFFFAOYSA-N N-nitrososarcosine Chemical compound O=NN(C)CC(O)=O HJMPSKKJHVWPBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101710164303 N-succinylamino acid racemase Proteins 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical compound [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012042 active reagent Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000005269 aluminizing Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- XQRLCLUYWUNEEH-UHFFFAOYSA-N diphosphonic acid Chemical compound OP(=O)OP(O)=O XQRLCLUYWUNEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229960003299 ketamine Drugs 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 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
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Natural products OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002032 methanolic fraction Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 101710125387 o-succinylbenzoate synthase Proteins 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L sodium pyrosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OS([O-])(=O)=O JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KJVQYDYPDFFJMP-UHFFFAOYSA-N sulfamethylthiazole Chemical compound CC1=CSC(NS(=O)(=O)C=2C=CC(N)=CC=2)=N1 KJVQYDYPDFFJMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229950005939 sulfamethylthiazole Drugs 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000271 synthetic detergent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Корисна модель належить до нафтовидобувної промисловості, а саме до розробки комплексного реагенту для відновлення роботи газових свердловин, привибійна зона яких кольматована пластовою водою, конденсатом або набуханням глинистих порід. Крім того, вона має також комплекс властивостей, які дозволять створити ефективний механізм очистки привибійної зони від кольматації з метою відновлення ефективної роботи свердловини.A useful model belongs to the oil production industry, namely to the development of a complex reagent for restoring the operation of gas wells, the wellbore zone of which is clogged with formation water, condensate or swelling of clay rocks. In addition, it also has a set of properties that will allow creating an effective mechanism for cleaning the near-bottom zone from clogging in order to restore the effective operation of the well.
Збільшення обсягів видобутку газу і газоконденсату в Україні істотно залежить від ефективної експлуатації вже існуючого фонду експлуатаційних свердловин. Так, на багатьох родовищах Дніпровсько-Донецької западини, Криму та Передкарпаття, в яких зосереджені основні запаси нафти та газу, значна частина фонду видобувних свердловин працює суттєво нижче своїх потенційних можливостей. Однією з основних причин цього є техногенний фактор, який зумовлений високим водонасиченням привибійної зони пласта (ПЗП).The increase in the volume of gas and gas condensate production in Ukraine depends significantly on the effective operation of the already existing fund of production wells. Thus, in many fields of the Dnipro-Donetsk Basin, Crimea and Transcarpathia, in which the main reserves of oil and gas are concentrated, a significant part of the fund of production wells is operating significantly below its potential capabilities. One of the main reasons for this is the man-made factor, which is due to the high water saturation of the near-outbreak zone of the formation (PZP).
Так, у зовнішній зоні Передкарпатського прогину, де продуктивні горизонти у розрізах свердловин, за звичай, представлені тонкошаруватим чергуванням неоднорідних піщаних і глинистих прошарків, експлуатація газових та газоконденсатних свердловин ускладнюється накопиченням води та конденсату на вибої останніх (11.Thus, in the outer zone of the Pre-Carpathian depression, where the productive horizons in well sections, as a rule, are represented by a thin layered alternation of heterogeneous sand and clay layers, the operation of gas and gas condensate wells is complicated by the accumulation of water and condensate at the bottom of the latter (11.
З появою рідини (води і конденсату) відбувається зменшенням фазової проникності пористого середовища для газу, обводненням частини газовіддаючих інтервалів, зростанням втрат тиску у привибійній зоні пласта, у стовбурі свердловин, що приводить до зниження дебітів свердловин. При зменшенні останніх та пластового тиску нижче мінімальних, які необхідні для виносу рідини, відбувається нагромадження води і конденсату на вибої та у привибійній зоні, що приводить до зупинки свердловини.With the appearance of liquid (water and condensate), there is a decrease in the phase permeability of the porous medium for gas, watering of a part of the gas-giving intervals, an increase in pressure losses in the near-outbreak zone of the formation, in the wellbore, which leads to a decrease in the flow rates of the wells. When the latter and the reservoir pressure are reduced below the minimum necessary for liquid removal, water and condensate accumulate on the well and in the near-well zone, which leads to the stoppage of the well.
Слід зазначити також, що розробка газових покладів при водонапірному режимі також супроводжується поступовим обводненням видобувних свердловин підошовними або крайовими водами.It should also be noted that the development of gas deposits under the water pressure regime is also accompanied by the gradual watering of production wells with bottom or edge waters.
Крім рідких флюїдів, які накопичується на вибої, передчасна зупинка експлуатації свердловин відбувається також через утворення там піщано-глинистих пробок, які понижують фільтраційні властивості пласта у привибійній зоні, що приводить до втрат пластової енергії при русі флюїдів із пласта у свердловину та зменшує газовилучення.In addition to the liquid fluids that accumulate on the wells, the premature stoppage of well operation also occurs due to the formation of sand-clay plugs there, which reduce the filtering properties of the reservoir in the near-well zone, which leads to losses of reservoir energy during the movement of fluids from the reservoir to the well and reduces gas recovery.
Тому, ліквідація таких пробок в умовах продуктивних піщано-глинистих горизонтів є завждиTherefore, elimination of such traffic jams in conditions of productive sand-clay horizons is always possible
Зо ефективним заходом, оскільки відновлюється робота свердловини та зменшуються втрати пластового тиску у привибійній зоні та на вибої. У ряді випадків очищаються і включаються у роботу пропластки, які через перекриття пробкою не дренувались.It is an effective measure, as the well operation is restored and formation pressure losses in the near-welling zone and on the wells are reduced. In a number of cases, the layers that were not drained due to being covered with a cork are cleaned and put into operation.
Крім вищенаведеного, заводнення або кольматація привибійної зони може відбуватися за участю фільтрату промивних рідин. Останнє стає можливим, коли технології первинного та вторинного розкриття пластів застосовують без врахування геолого-геофізичних характеристик розрізу. Зокрема, як промивальні рідини використовують прісноводні або без належної хімічної обробки глинисті розчини |2, ЗІ.In addition to the above, flooding or clogging of the near-bump zone can occur with the participation of leachate from washing liquids. The latter becomes possible when the technologies of primary and secondary opening of layers are applied without taking into account the geological and geophysical characteristics of the section. In particular, fresh water or clay solutions without proper chemical treatment are used as washing liquids |2, ЗИ.
В основу корисної роботи поставлена задача створення комплексного реагенту для відновлення роботи газових свердловин, привибійна зона яких кольматована пластовою водою, конденсатом або набуханням глинистих порід. Крім того, він має володіти також комплексом властивостей, які дозволять створити ефективний механізм очистки привибійної зони від кольматації з метою відновлення ефективної роботи свердловини.The basis of useful work is the task of creating a complex reagent for restoring the operation of gas wells, the near-well zone of which is clogged with formation water, condensate or swelling of clay rocks. In addition, it should also possess a complex of properties that will allow creating an effective mechanism for cleaning the near-well zone from clogging in order to restore the effective operation of the well.
За звичай, взаємодія прісної води з теригенними породами у багатьох випадках супроводжується зниженням їх проникності через набухання глинистих частинок колектора, які присутні у них іп-5йу або привнесені у процесі буріння свердловини. Результати досліджень свідчать, що проникність зразків керна при дії на них маломінералізованої (прісної) води, виміряна в умовах, наближених до пластових, знижувалася до 47-58 95 |4|.As a rule, the interaction of fresh water with terrigenous rocks in many cases is accompanied by a decrease in their permeability due to the swelling of clay particles of the reservoir, which are present in them or introduced during the drilling of wells. Research results show that the permeability of core samples when exposed to low-mineralized (fresh) water, measured in conditions close to reservoir conditions, decreased to 47-58 95 |4|.
Запобігання або зниження процесу набухання глин має велике значення при розкритті та освоєнні нафтогазових пластів. Одним із вирішень даної проблеми є використання розчинів електролітів або поліелектролітів. Найменше набухання викликають розчини, в яких присутній іон калію, оскільки обмін іонів натрію, які присутні у глині, на іони калію призводить до істотного зменшення набухання глин |41.Preventing or reducing the swelling process of clays is of great importance in the discovery and development of oil and gas reservoirs. One of the solutions to this problem is the use of solutions of electrolytes or polyelectrolytes. The least swelling is caused by solutions in which the potassium ion is present, since the exchange of sodium ions present in the clay for potassium ions leads to a significant decrease in the swelling of clays |41.
Слід додати також, що суттєво на набухання глин впливає мінералізація технічних рідин. У разі насичення їх солями на рівні 40 г/л коефіцієнт набухання дещо зменшується, сягаючи 35-40 уо, а при значенні мінералізації 100 г/л відбувається значне зменшення набухання до 0-15 95, в залежності від складу і глибини залягання глинистих порід |4|.It should also be added that the mineralization of technical fluids significantly affects the swelling of clays. In the case of their saturation with salts at the level of 40 g/l, the swelling coefficient decreases slightly, reaching 35-40 uo, and with a mineralization value of 100 g/l, swelling significantly decreases to 0-15 95, depending on the composition and depth of clay rocks | 4|.
Суттєве зменшення набухання глин відбувається також під впливом кислот (НСІ та ін.).A significant decrease in the swelling of clays also occurs under the influence of acids (NSI, etc.).
Наявність кислого середовища спричиняє коагуляцію глин, яка приводить до збільшення порового простору |5, 6).The presence of an acidic environment causes coagulation of clays, which leads to an increase in the pore space |5, 6).
Перспективним методом зниження набухання глин є наявність у пластовій або технічній воді вуглекислого газу. Лабораторні дослідження із зразками бентонітової глини показали, що насичення прісної води вуглекислим газом при тиску 61,1 кгс/см? сприяє зниженню набухання глин на 85-93 95 7).A promising method of reducing the swelling of clays is the presence of carbon dioxide in formation or technical water. Laboratory studies with samples of bentonite clay showed that the saturation of fresh water with carbon dioxide at a pressure of 61.1 kgf/cm? contributes to reducing the swelling of clays by 85-93 95 7).
Ще одним із напрямків декольматизації привибійної зони є використання поверхнево- активних речовин (ПАР). П.А. Ребіндер |8| свідчить, що останні понижують поверхневий натяг на границі розділу, послаблюючи тим самим міжіонні зв'язки, що призводить до зменшення величини дифузійного шару.Another direction of decontamination of the near-bump zone is the use of surface-active substances (surfactants). PAS. Rebinder |8| shows that the latter lower the surface tension at the interface, thus weakening the interionic bonds, which leads to a decrease in the size of the diffusion layer.
ПАР відіграють важливу роль у процесах декольматизації продуктивних пластів для відновлення роботи свердловин та підвищення коефіцієнту нафтогазовилучення. За звичай, при видаленні рідини з вибою свердловини застосовують такі ПАР: сольпен 10Т, савінол, сульфазол, Піносол, Сніжок та інші (1, 9-11|Ї. Слід зауважити, що більшість свердловин, які обводнюються та зупиняються, виносять пластову воду з концентрацією солей від 50 до 250 г/л, що суттєво зменшує піноутворення та обмежує можливість використання ПАР для відновлення їх роботи (121.Surfactants play an important role in the processes of decolmatization of productive layers to restore the operation of wells and increase the coefficient of oil and gas recovery. As a rule, the following surfactants are used when removing the liquid from the wellbore: Solpen 10T, Savinol, Sulfazole, Pinosol, Snizhok, and others (1, 9-11). It should be noted that most of the wells that are watered and stopped carry formation water from with a concentration of salts from 50 to 250 g/l, which significantly reduces foaming and limits the possibility of using surfactants to restore their operation (121.
Враховуючи наведені матеріали, виконано дослідні роботи щодо створення принципово нового реагенту комплексної дії, який має ефективний вплив на привибійну зону пласта для зниження набухання глинистих мінералів та очистки привибійної зони від конденсату, технічної та пластової вод з метою відновлення роботи свердловини. Ця задача вирішується за допомогою нового реагенту, який відрізняється від існуючих комплексною дією на кольматований пласт.Taking into account the above materials, research work was carried out on the creation of a fundamentally new reagent of complex action, which has an effective effect on the near-outbreak zone of the formation to reduce the swelling of clay minerals and clean the near-outbreak zone from condensate, technical and formation waters in order to restore the operation of the well. This problem is solved with the help of a new reagent, which differs from the existing ones in its complex action on the occluded layer.
У ньому присутні наступні компоненти: 1) Хлористий калій (КСІ) - зменшує розмір граничного дифузійного шару |41. 2) Висока мінералізація солей (50-200 г/л) - зменшує водонасичення глин |4|. 3) Соляна кислота (НС) - коагулює глинисті різновиди |5, 6б|. 4) Вуглекислий газ СО» (взаємодія кислот з карбонатами або розчинними їх солями) - знижує набухання глин (71. 5) Неіоногенна ПАР (НПАР) - пониження поверхневого натягу та послаблення міжіонних зв'язків (81. Застосована композиція ПАР, на відміну від вищенаведених 19-12), має високуIt contains the following components: 1) Potassium chloride (KSI) - reduces the size of the limiting diffusion layer |41. 2) High mineralization of salts (50-200 g/l) - reduces water saturation of clays |4|. 3) Hydrochloric acid (HC) - coagulates clay varieties |5, 6b|. 4) Carbon dioxide CO" (the interaction of acids with carbonates or their soluble salts) - reduces the swelling of clays (71. 5) Nonionic surfactants (NSPs) - lowering the surface tension and weakening interionic bonds (81. The composition of surfactants used, unlike 19-12 above), has a high
Зо здатність до піноутворення навіть при мінералізації вод до 200 г/л. б) Антикорозійна добавка - висока ефективність захисту обладнання нафтогазового комплексу від корозії (1 3).With the ability to foam even with water mineralization up to 200 g/l. b) Anti-corrosion additive - high efficiency of protection of oil and gas complex equipment from corrosion (1 3).
Склад композиції для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів містить: кислоти (соляну або/і оцтову, або/і інші) або карбонат калію (КаСОз) - 0,1-20,0 95; хлористий калій - 0,1-20 95; НПАР або/і суміш НПАР - 0,1-5 9; антикорозійна добавка - 0,5-5,0 95; консервант - 0,1-1,0 95; вода - решта.The composition of the composition for decolmatization and dealuminization of the near-bump zone of oil and gas-saturated layers contains: acids (hydrochloric and/or acetic, or/and others) or potassium carbonate (CaCO3) - 0.1-20.0 95; potassium chloride - 0.1-20 95; NSAIDs or/and a mixture of NSAIDs - 0.1-5 9; anti-corrosion additive - 0.5-5.0 95; preservative - 0.1-1.0 95; water is the rest.
Як НПАР використовують неїіоногенні сурфактанти поліглікозиди: Саргуїу! та ЮОесуї! СІусовіае, а також. І айгу!Ї та Сосо Сіусозіде наступних товарних марок: Міїсозіде 101, 201 та інші (І С),Nonionic surfactants polyglycosides are used as NSAIDs: Sarguiu! and YuOesui! SIusoviae, as well as. And aigu!Y and Soso Siusozide of the following brands: Miisozide 101, 201 and others (I C),
СіІисороп 215, 225 та інші (Содпі5), АРС 0810, ЕіІзиг АРС 6І -0810, 71 -0810 та інші (Китай), ЕсоSiIysorop 215, 225 and others (Sodpi5), ARS 0810, Eizig ARS 6I -0810, 71 -0810 and others (China), Eso
Бепсе (ОМ), бітиівої (ЗЕРРІС), І шщепвзої (ВА5Е), Тип (ОМ).Bepse (OM), Bitiivoi (ZERRIS), I Shchepvzoi (BA5E), Type (OM).
Як антикорозійну добавку застосовують нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1- оксіетгилендифосфонову кислоту (ОЕДФ) або нітрат амонію (МНАМОз).Nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) or 1-oxyethyl diphosphonic acid (OEDP) or ammonium nitrate (MNAMOz) is used as an anti-corrosion additive.
Як консервант застосовують: бензонат натрію або формальдегід, або теїПуїїзоїпіагоїїпопе тощо.As a preservative, they use: sodium benzoate or formaldehyde, or teipuiisoipiagoipope, etc.
Важливістю даної роботи є те, що крім вирішення названих вище проблем, розробка дозволила створити ефективний механізм очистки привибійної зони від конденсату, технічної та пластової вод з метою відновлення роботи свердловини.The importance of this work is that, in addition to solving the above-mentioned problems, the development made it possible to create an effective mechanism for cleaning the near-bore zone from condensate, technical and formation waters in order to restore the operation of the well.
Останнє обумовлене наявністю у даній композиції як ПАР поліглікозиду (ПГ), який характеризується високими піноутворюючими властивостями як у соленій воді, так у присутності конденсату, що дозволяє поєднати процес ліквідації набухання глин з очисткою привибійної зони від конденсату та суміші технічної і пластової вод або фільтрату. Слід відзначити, що ПГ є екологічно безпечним та використовувався лише для виготовлення синтетичних миючих засобів.The latter is due to the presence of a polyglycoside (PG) surfactant in this composition, which is characterized by high foaming properties both in salt water and in the presence of condensate, which allows combining the process of eliminating the swelling of clays with the cleaning of the outcrop zone from condensate and a mixture of technical and formation waters or filtrate. It should be noted that PG is environmentally safe and was used only for the manufacture of synthetic detergents.
При вивченні ефективності даного реагенту у пластових умовах предметом дослідження була його піноутворююча здатність в сильно мінералізованих розчинах (до 200 г/л), а також у присутності рідких вуглеводнів - суміш 30 95 керосину та 70 95 дизельного палива, яка моделює наявність конденсату. Дослідження ефективності АПД проводили згідно з вимогами ТУ-6-39-48- 92 «Шампуни на основе синтетических ПАВ и биологически активньх добавок» (141.When studying the effectiveness of this reagent in reservoir conditions, the subject of research was its foaming ability in highly mineralized solutions (up to 200 g/l), as well as in the presence of liquid hydrocarbons - a mixture of 30 95 kerosene and 70 95 diesel fuel, which simulates the presence of condensate. The study of the effectiveness of APD was carried out in accordance with the requirements of TU-6-39-48-92 "Shampoos based on synthetic surfactants and biologically active additives" (141.
Піноутворення ПГ у присутності мінералізованих вод досліджувалася в діапазоні бо концентрації солей від 0,5 до 200 г/л (фіг. 1). Вміст ПГ у розчині для ціноутворення становивThe foaming of PG in the presence of mineralized waters was studied in the range of salt concentrations from 0.5 to 200 g/l (Fig. 1). The content of PG in the solution for pricing was
0,25 95. Позитивні результати, які отримано у процесі досліджень, свідчать про високу піноутворюючу здатність ПГ у середовищі високомінералізованих вод. Так, при зростанні мінералізації модельних розчинів від 0,25 до 200 г/л кратність піни дещо зменшується від 5 (мінералізація 0,25 г/л) до 3,5 (200 г/л), понижується також піноутворююча здатність від 16 до 10,0 см3/9б, а стійкість піни зростає від 15 до 60 с відповідно.0.25 95. The positive results obtained in the course of research testify to the high foaming ability of PG in the environment of highly mineralized waters. Thus, with an increase in the mineralization of model solutions from 0.25 to 200 g/l, the multiplicity of foam decreases slightly from 5 (mineralization of 0.25 g/l) to 3.5 (200 g/l), the foaming capacity also decreases from 16 to 10 ,0 cm3/9b, and the stability of the foam increases from 15 to 60 s, respectively.
Результати дослідження піноутворення ПГ у присутності рідких вуглеводнів, які моделювали наявність конденсату, наведені на кресленні (фіг. 2). Вміст ПГ у розчині для піноутворення становив 0,6 95. Позитивні результати, які отримано в ході досліджень, свідчать про високу піноутворюючу здатність ПГ при наявності конденсату та високомінералізованих вод (100 г/л).The results of the study of PG foaming in the presence of liquid hydrocarbons, which simulated the presence of condensate, are shown in the drawing (Fig. 2). The content of PG in the solution for foaming was 0.6 95. The positive results obtained in the course of research indicate a high foaming ability of PG in the presence of condensate and highly mineralized water (100 g/l).
Так, при зростанні вмісту рідких вуглеводнів від 2,0 до 50,0 95 кратність піни зменшується від 5,5 (вміст конденсату 2,0 95) до 3,0 (50,0 95), а піноутворююча здатність - від 17,7 до 8,0 см3/95 відповідно.Thus, with an increase in the content of liquid hydrocarbons from 2.0 to 50.0 95, the multiplicity of foam decreases from 5.5 (condensate content 2.0 95) to 3.0 (50.0 95), and the foaming capacity - from 17.7 to 8.0 cm3/95, respectively.
Збільшення мінералізації води з 100 г/л до 200 г/л призводить до зменшення кратності піни та піноутворюючої здатності для вмісту конденсату 50 95 (співвідношення вода/конденсат 121) від 3,0 до 2,5 та від 8,0 до 6,0 см3/95 відповідно.An increase in water mineralization from 100 g/l to 200 g/l leads to a decrease in the multiplicity of foam and foaming capacity for condensate content 50 95 (water/condensate ratio 121) from 3.0 to 2.5 and from 8.0 to 6.0 cm3/95, respectively.
Підсумовуючи результати роботи, слід відзначити: високі значення піноутворюючої здатності та кратності піни у присутності значної кількості конденсату (до 50 95) свідчать про значну ефективність застосування даного реагенту для видалення рідких вуглеводнів з привибійної зони газових покладів при наявності високомінералізованих вод.Summarizing the results of the work, it should be noted: high values of the foaming capacity and multiplicity of foam in the presence of a significant amount of condensate (up to 50 95) testify to the significant effectiveness of the use of this reagent for the removal of liquid hydrocarbons from the near-outlet zone of gas deposits in the presence of highly mineralized waters.
Щодо механізму очистки привибійної зони, то його дія полягає у наступному: 1) Наявність іонів калію та високий їх вміст призводять до зменшення набухання глинистих мінералів. 2) Кислота, яка присутня у реагенті, викликає коагуляцію глинистих мінералів та взаємодіє з карбонатами до виділенням СО». Останній, крім зменшення набухання глин, спричиняє піноутворення ПГ у присутності конденсату і високомінералізованих вод, а також приводить до часткового збільшення тиску у привибійній зоні. 3) Завдяки піноутворенню між свердловиною та газовим фФлюїдом формується пінна зона, що буде служити останньому шляхом міграції. 4) ПАВ, емульгуючи конденсат (рідкі вуглеводні) та води, створює однорідну спіненуAs for the mechanism of cleaning the near-break zone, its effect is as follows: 1) The presence of potassium ions and their high content lead to a decrease in the swelling of clay minerals. 2) The acid present in the reagent causes coagulation of clay minerals and interacts with carbonates to release CO." The latter, in addition to reducing the swelling of clays, causes foaming of PG in the presence of condensate and highly mineralized waters, and also leads to a partial increase in pressure in the near-outlet zone. 3) Due to the formation of foam, a foam zone is formed between the well and the gas fFluid, which will serve as the last migration path. 4) Surfactant, emulsifying condensate (liquid hydrocarbons) and water, creates a homogeneous foam
Зо емульсію, яка при русі вуглеводневого флюїду до свердловини буде виноситися з пласта. 5) Очищення привибійної зони збільшить проникність, що дозволить як відновити приплив газу до свердловини, так і збільшить швидкість його фільтрації.From the emulsion, which will be carried out of the formation during the movement of the hydrocarbon fluid to the well. 5) Cleaning of the near-bump zone will increase the permeability, which will allow to restore the flow of gas to the well, and increase the rate of its filtration.
Пропоноване рішення дозволить не тільки розглинізувати привибійну зону пластів, що представлені теригенними піщано-глинистими колекторами або такими, що кольматовані мінеральними частинками бурового розчину, але і розформувати заводнену фільтратом промивної рідини та випавши конденсатом привибійну зону колектора. Це базується як на комплексній дії різних реагентів, так і на створенні у пласті зони піноутворення, яка сприяє руху вуглеводневих флюїдів до стовбура свердловини (фіг. 3).The proposed solution will allow not only to de-clay the near-hole zone of the formations represented by terrigenous sand-clay reservoirs or those clogged with mineral particles of drilling mud, but also to break up the near-hole area of the collector flooded with leachate from the washing fluid and precipitated by condensate. This is based both on the complex action of various reagents and on the creation of a foaming zone in the formation, which promotes the movement of hydrocarbon fluids to the wellbore (Fig. 3).
Наріжним каменем даного рішення є створення у привибійній частині пласта зони активного піноутворення, якою відновиться рух газового флюїду до свердловини. Внаслідок цього та створення додаткового тиску новоутвореннями вуглекислого газу буде відбуватися декольматизація привибійної зони від конденсату та води, шляхом винесення останніх у вигляді газопінної суміші з пласта у свердловину (про газліфтний механізм).The cornerstone of this solution is the creation of an active foaming zone in the near-outlet part of the formation, which will restore the movement of the gas fluid to the well. As a result of this and the creation of additional pressure by new formations of carbon dioxide, decontamination of the near-outbreak zone from condensate and water will occur, by removing the latter in the form of a gas-foam mixture from the reservoir into the well (about the gas lift mechanism).
Суть корисної моделі додатково пояснюється графіками та кресленнями, де на фіг. 1 наведена зміна піноутворення розчину 0,25 90 ПГ в залежності від мінералізації пластових вод; фіг. 2. відображає зміну піноутворення розчину 0,6 95 ПГ в залежності від вмісту конденсату (суміш 30 95 бензин «ж 70 95 дизпаливо); мінералізація модельного розчину 100 г/л.; фіг. 3. - зміна стану пласта у процесах буріння (а), формування зони піноутворення (б) та після його декольматизації (в).The essence of the useful model is additionally explained by graphs and drawings, where fig. 1 shows the change in the foaming of the 0.25 90 PG solution depending on the mineralization of formation waters; fig. 2. reflects the change in the foaming of the 0.6 95 PG solution depending on the condensate content (a mixture of 30 95 gasoline and 70 95 diesel fuel); mineralization of the model solution 100 g/l.; fig. 3. - changes in the state of the reservoir during the drilling process (a), the formation of the foaming zone (b) and after its decolmatization (c).
Подібними до даного рішення (аналогами та прототипом), які застосовують для декольматизації пласта та розглинізації привибійної зони, є наступні роботи: 1. Патент РФ Мо 2119579, МПК Е218В43/22, публ. 1998 р. Склад для обробки привибійної зони свердловини включає, мас. 9о: соляна кислота, розчин в розчині ізопропілового спирту солей первинних амінів фракції С1о-Сів, полігліколі, вода. Низька ефективність щодо піщано- глинистих колекторів та кварцвміщуючих порід. 2. Патент РФ Мо 2065032, МПК Е218В43/22, публ. 1996 р. Склад для обробки привибійної зони свердловини включає розчин соляної кислоти і розчин КПАР. Не володіє достатньою ефективністю обробки привибійної зони свердловини, складеної кварцвміщуючими породами.The following works are similar to this solution (analogues and prototypes), which are used for decolmatization of the formation and de-clayization of the outcrop zone: 1. Patent of the Russian Federation Mo 2119579, IPC E218В43/22, publ. 1998. The composition for the treatment of the near-cut zone of the well includes, mass. 9o: hydrochloric acid, solution in isopropyl alcohol solution of primary amine salts of C1o-Siv fraction, polyglycols, water. Low efficiency in relation to sand-clay reservoirs and quartz-bearing rocks. 2. Patent of the Russian Federation No. 2065032, IPC E218В43/22, publ. 1996. The composition for the treatment of the wellbore area includes a solution of hydrochloric acid and a solution of KPAR. It does not have sufficient efficiency in the treatment of the near-outbreak zone of the well, composed of quartz-bearing rocks.
З. Патент РФ Мо 2199661, МПК Е21В43/27, публ. 2002 р. Склад для обробки привибійної 60 зони свердловини включає, мас. бо: розчин соляної кислоти, розчин плавикової кислоти,Z. Patent of the Russian Federation Mo 2199661, IPC E21B43/27, publ. 2002. The composition for the treatment of the bottom 60 zone of the well includes, mass. for: hydrochloric acid solution, hydrofluoric acid solution,
органічний розчинник (суміш наступного складу: бензол, толуол, алкіл бензоли, тощо).organic solvent (a mixture of the following composition: benzene, toluene, alkyl benzene, etc.).
Наявність ароматики свідчить про високий клас екологічної небезпеки реагенту. 4. Патент РФ 2137796, МПК Е21837/06, публ. 1999 р. Склад для видалення смолисто- асфальтенових та парафінових відкладень, що включає ароматичний і аліфатичний розчинники і суміш поверхнево-активних речовин, що складається з оксіетильованих алкілфенолів, оксіетильованих вищих спиртів і сульфованих продуктів. Наведений склад низькі відмиваючі властивості та ефективність у випадку кольматації пласта мінеральними частинками.. 5. Патент РФ 2200831, МПК Е21В43/22, публ. 2003 р. Склад для обробки привибійної зони пласта, що містить суміш поверхнево-активних речовин ПАР, емульсію полімеру аніонного типу, решта вода. Низька ефективність у випадку кольматації пласта мінеральними частинками. 6) Патент СРСР М 1792483, МПК Е21В43/27, публ. 1993 р. Спосіб розглинізації привибійної зони пласта шляхом закачування складу, що включає розчин соляної кислоти, амоній вмістиму речовину і воду. Недоліком даного способу є необхідність нагрівання реагенту від 50 "С до температури кипіння. 7) Патент СРСР М 1838367, МПК Е21843/27, публ. 1993 р. Наведений склад для розглинизації свердловини складається з піросульфату натрію, нітрату амонію та води.The presence of aromatics indicates a high class of environmental hazard of the reagent. 4. Patent of the Russian Federation 2137796, IPC E21837/06, publ. 1999. Composition for removing tar-asphaltenic and paraffin deposits, which includes aromatic and aliphatic solvents and a mixture of surfactants consisting of oxyethylated alkylphenols, oxyethylated higher alcohols and sulfonated products. The given composition has low washing properties and effectiveness in the case of clogging of the formation with mineral particles. 2003. A composition for treating the near-outbreak zone of the reservoir, containing a mixture of surfactants, an anionic polymer emulsion, and the rest water. Low efficiency in the case of formation clogging with mineral particles. 6) USSR patent M 1792483, IPC E21В43/27, publ. 1993. The method of de-claying the near-outbreak zone of the formation by pumping a composition that includes a solution of hydrochloric acid, an ammonium-containing substance and water. The disadvantage of this method is the need to heat the reagent from 50 "С to the boiling temperature. 7) USSR patent M 1838367, MPK E21843/27, publ. 1993. The given composition for de-aluminizing the well consists of sodium pyrosulfate, ammonium nitrate and water.
Недоліком даного складу є недостатня кислотність складу. 8) Патент РФ М 2058362, МПК Е21В43/27, публ. 1996 р. Наведений склад для розглинізації свердловини містить соляну кислоту, плавикову кислоту, органічний розчинник, добавки і воду.The disadvantage of this composition is insufficient acidity of the composition. 8) Patent of the Russian Federation M 2058362, IPC E21B43/27, publ. 1996. The given composition for de-alinization of the well contains hydrochloric acid, hydrofluoric acid, organic solvent, additives and water.
Даний склад неефективний через низьке збільшення проникності заглинізованих колекторів; відсутність компоненту, що впливає на глинисту складову, обмежує його застосування у пластах, які мають здатність до набухання. 9) Патент РФ М 2257468, МКІ Е21В43/27, публ. 2004 р. Наведений склад для розглинізації свердловини містить соляну кислоту, добавку (діамонійфосфат) і розчинник. У переважних варіантах складу додатково містить поверхнево-активну речовину (ПАР) та фтористоводневу кислоту. Як ПАР використовують неїіоногенні, катіонактивні та аніонактивні різновиди: неонолThis composition is ineffective due to the low increase in the permeability of the clay collectors; the absence of a component that affects the clay component limits its use in formations that have the ability to swell. 9) Patent of the Russian Federation M 2257468, MKI E21В43/27, publ. 2004. The specified composition for dealuminization of the well contains hydrochloric acid, an additive (diammonium phosphate) and a solvent. In preferred versions of the composition, it additionally contains a surface-active substance (surfactant) and hydrofluoric acid. As surfactants, nonionic, cationic and anionactive varieties are used: neonol
АФОУ-б, АФОУ-12, ОП-10, оксанол КД-б6, катамін, фосфенокс Н-9О, оксіфос, а як розчинник використовують метиловий, етиловий або ізопропіловий спирти або водно-метанольну фракцію (ВМФ). Недоліком даного способу можуть бути: кольматація порового простору осадамиAFOU-b, AFOU-12, OP-10, oxanol KD-b6, ketamine, phosphenox H-9O, oxyfos, and methyl, ethyl or isopropyl alcohol or water-methanol fraction (WMF) are used as a solvent. The disadvantage of this method can be: clogging of the pore space with sediments
Зо фосфатів І! та ІІЇ валентних металів, коли при високому вмісті вапнистої складової у породі, яка нейтралізує кисле середовище; вищеназвані ПАР мають піноутворення до 50 г/л, що обмежує їх дію при вищій мінералізації пластових вод. 10) Патент РФ М 2174594, МПК Е21В43/27, публ. 2001р., є найбільш близьким за технічною суттю вирішення поставленої проблеми. Наведений склад для обробки привибійної зони пласта включає соляну кислоту, добавку, розчинник (ВМФ) і воду. У переважних варіантах складу додатково містить поверхнево-активну речовину (ПАР) та фтористоводневу кислоту. Як поверхнево-активну речовину (ПАР) використовують: неонол ВІП-10; оксанол; фосфенокс; оксифос; оксифос, як антикорозійну добавку: нітрилотриметилфосфонова кислоту (НТФ) або 1- оксіетилідендіфосфонова кислоту (ОЕДФ), або нітрат амонію (МНАМОЗ). Недоліком даного способу є те, що вищеназвані ПАР мають піноутворення до 50 г/л, що обмежує їх дію при вищій мінералізації пластових вод 50-250 г/л (121.From phosphates And! and III valent metals, when there is a high content of calcareous component in the rock, which neutralizes the acidic environment; the above-mentioned surfactants have foaming up to 50 g/l, which limits their effect at higher mineralization of reservoir waters. 10) Patent of the Russian Federation M 2174594, IPC E21В43/27, publ. 2001, is the closest in technical essence to the solution of the problem. The given composition for treating the near-outbreak zone of the reservoir includes hydrochloric acid, an additive, a solvent (VMF) and water. In preferred versions of the composition, it additionally contains a surface-active substance (surfactant) and hydrofluoric acid. As a surface-active substance (surfactant) we use: neonol VIP-10; oxanol; phosphenox; oxyphos; oxyphos as an anti-corrosion additive: nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF) or 1-oxyethylidenediphosphonic acid (OEDF), or ammonium nitrate (MNAMOS). The disadvantage of this method is that the above-mentioned surfactants have foaming up to 50 g/l, which limits their effect at higher mineralization of reservoir waters 50-250 g/l (121.
Заявлене рішення (корисна модель) - композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів відрізняється від наведених тим, що у ній задача щодо декольматизації привибійної зони пласта вирішується шляхом створення реагенту, який відрізняється від наведених патентних рішень: 1 - комплексною дією на кольматований пласт, 2 - реагентами (КСІ, неїоногенна поверхнево-активна речовина (НПАР) або їх суміш), З - механізмом очищення привибійної зони.The claimed solution (useful model) - the composition for decollmatization and de-claying of the near-hole zone of oil and gas-saturated formations differs from the above ones in that it solves the problem of decollmatization of the near-hole zone of the formation by creating a reagent that differs from the above patent solutions: 1 - by a complex effect on the clogged layer, 2 - reagents (KSI, nonionic surface-active substance (NSAR) or their mixture), C - a mechanism for cleaning the near-breakage zone.
У даній роботі як ПАР, на відміну від вищенаведених рішень, вперше використовують не аніонактивні, а неіоногенні сурфактанти поліглікозиди: Саргуїу! та ЮОесу! СіІусозіде, а також:In this work, in contrast to the above solutions, polyglycosides are used for the first time as surfactants, not anionic, but nonionic surfactants: Sarguiu! and YuOesu! SiIusozide, as well as:
Іашгу! та Сосо Сіусозіде наступних товарних марок: Міїсозіде 101, 201 та інші (с), Сіисороп 215, 225 та інші (Содпіз), АРО 0810, ЕІбвиг АРО 61 -0810, 71-0810 та інші (Китай), Есо бепсе (ОМ), б5ітиї5ої (ЗЕРРІС), І шепвої (ВА5Е), Тіп (ОМ).Iashgu! and Soso Siusozide of the following brands: Miisozide 101, 201 and others (c), Siisorop 215, 225 and others (Sodpiz), ARO 0810, Eibvig ARO 61-0810, 71-0810 and others (China), Eso Bepse (OM) , b5itii5oi (ZERRIS), I whispers (BA5E), Tip (OM).
Література: 1. Геологічні чинники впливу на розкриття і розробку газоносних пластів зовнішньої зониReferences: 1. Geological factors affecting the discovery and development of gas-bearing layers of the outer zone
Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17 / О.М. Чорний; Івано-Pre-Carpathian depression. Autoref. thesis Ph.D. geol. Sciences: 04.00.17 / O.M. Black; Ivan-
Франківський національний технічний університет нафти і газу. - Івано-Франківськ. - 2011. - 20 с. 2. Лесюк І.Т., Зозуляк М.І. Аналіз формування і розформування зон забруднення порід колекторів на Північнояворівській та Сторожинецькій площах для оцінки якості розкриття та освоєння пластів. - Київ: Укр. ДГРІ, 2001, 36. наук, праць Мо 1-2. - С. 83-87.Frankiv National Technical University of Oil and Gas. - Ivano-Frankivsk. - 2011. - 20 p. 2. Lesyuk I.T., Zozulyak M.I. Analysis of the formation and disintegration of zones of contamination of reservoir rocks on the Severnoyavorivska and Storozhynetsk areas for the assessment of the quality of opening and development of reservoirs. - Kyiv: Ukr. ДГРИ, 2001, 36. наук, прац Mo 1-2. - P. 83-87.
3. Орлов Л.И., Ручки А.В., Свихнушин Н.М. Влияниеє промьівочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1976. 4. Наукові засади оцінювання низькопористих колекторів вуглеводневого газу. Автореф. дис. д-ра геол. наук: 04.00.17 / В.О. Федишин; НАН України. Нац. акціонер, компанія "Нафтогаз3. Orlov L.Y., Ruchki A.V., Svikhnushyn N.M. The effect of flushing fluid on the physical properties of oil and gas collectors. - M.: Nedra, 1976. 4. Scientific principles of evaluating low-porosity hydrocarbon gas reservoirs. Autoref. thesis Dr. geol. Sciences: 04.00.17 / V.O. Fedyshyn; NAS of Ukraine. National shareholder, Naftogaz company
України". Ін-т геології і геохімії горюч, копалин. - Л., 2003. - 41 с. 5. Салимов Марат Повьішение зффективности солянокислотной обработки в карбонатньх коллекторах (пер:/лпзаїйтом.пагоа.ги/ Змії. РЕт). 6. Формование способом литья. Часть 2 (пер/ргосегатіс.ги/ и /4099Логптомапіє зрохорот Ійуа/). 7. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев Б.Г. Применение карбонизированной водь! для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976. - 143 с. 8. Ребиндер П.А. Основнье стадии образования и разрушения коагуляциопньїх структур и их роль в оптимизации технологических процессов в структурированньх дисперсньх системах /of Ukraine". Institute of Geology and Geochemistry of Fuels, Minerals. - L., 2003. - 41 p. 5. Salimov Marat Increasing the efficiency of hydrochloric acid treatment in carbonate reservoirs (trans:/lpzaiitom.pagoa.gy/ Zmii. REt). 6 Molding by casting method. Part 2 (per/rgosegatis.gy/ and /4099 Logptomapie zrohorot Iyua/). 7. Babalyan, G.A., Tumasyan, A.B., Panteleev, B.G. Use of carbonized water to increase oil recovery. M .: Nedra, 1976. - 143 p. 8. Rebinder P.A. Basic stages of formation and destruction of coagulation structures and their role in optimization of technological processes in structured dispersion systems /
П.А. Ребиндер, Н.Б. Урьев. - М.: Химия, 1981. - 154 с. 9. Петров Н.А. Синтез анионньїх и катионньх ПАВ для применения в нефтяной промьішленности / Петров Н.А., Юрьев В.М., Хисаєва А.И. - Уфа: УГНТУ, 2008. - 54 с. 10. Поверхнево-активний реагент для інтенсифікації видалення рідин з свердловин / А.П.PAS. Rebinder, N.B. Uryev. - M.: Khimiya, 1981. - 154 p. 9. Petrov N.A. Synthesis of anionic and cationic surfactants for use in the oil industry / N.A. Petrov, V.M. Yuryev, A.I. Khisaeva. - Ufa: UGNTU, 2008. - 54 p. 10. Surface-active reagent for intensifying the removal of liquids from wells / A.P.
Мельник, Я.І. Сенишин, Т.В. Матвеева та ін. // Питання розвитку газової промисловості України, 2009. - Вип. 37. - б. 197-202. 11. Мельник А.П., Матвєєва Т.В., Крамарев СО., Ткач О.І. Щодо інтенсифікації видалення рідин із свердловин. // Вісник Національного технічного університету "ХПІ". Збірник наукових праць. - Харків: НТУ «ХПІ», 2011. - Мо 24. - С. 12-15. 12. Геологічні чинники впливу на розкриття і розробку газоносних пластів зовнішньої зониMelnyk, Y.I. Senyshyn, T.V. Matveeva et al. // Development issues of the gas industry of Ukraine, 2009. - Vol. 37. - b. 197-202. 11. Melnyk A.P., Matveeva T.V., Kramarev SO., Tkach O.I. Regarding the intensification of the removal of liquids from wells. // Bulletin of the KhPI National Technical University. Collection of scientific works. - Kharkiv: NTU "KhPI", 2011. - Mo 24. - P. 12-15. 12. Geological factors influencing the discovery and development of gas-bearing layers of the outer zone
Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17/ О.М. Чорний; Івано-Pre-Carpathian depression. Autoref. thesis Ph.D. geol. Sciences: 04.00.17/ O.M. Black; Ivan-
Франківський національний технічний університет нафти і газу. - І. - Ф., 2011.-20 с. 13. Чаусов Ф.Ф. Порівняльні випробування фосфонатоцінкатних інгібіторів сольових відкладів і корозії. Удмуртський державний університет (пер: /Кмагіг-гетопі.сот.ца/рогімпіаїпі- міргоримаппіа-то5іопаїйосіпіКаїпін/). 14. ТУ-6-39-48-92 «Шампуни на основе синтетических ПАВ и биологически активньмх добавок».Frankiv National Technical University of Oil and Gas. - I. - F., 2011.-20 p. 13. Chausov F.F. Comparative tests of phosphonatozincate inhibitors of salt deposits and corrosion. Udmurt State University (per: /Kmagig-hetopi.sot.tsa/rogimpiaipi-mirgorimappia-to5iopaiiyosipiKaipin/). 14. TU-6-39-48-92 "Shampoos based on synthetic surfactants and biologically active additives."
Claims (1)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU201308732U UA86111U (en) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers |
| PCT/UA2014/000073 WO2015005890A1 (en) | 2013-07-11 | 2014-07-10 | Composition for decolmatation and cleaning a bottomhole zone of oil- and gas- saturated formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU201308732U UA86111U (en) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA86111U true UA86111U (en) | 2013-12-10 |
Family
ID=52285682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU201308732U UA86111U (en) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA86111U (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704167C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrochloric acid composition for treatment and clay cake removal of bottomhole formation zone |
-
2013
- 2013-07-11 UA UAU201308732U patent/UA86111U/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704167C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrochloric acid composition for treatment and clay cake removal of bottomhole formation zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Guo et al. | Comparison of strong-alkali and weak-alkali ASP-flooding field tests in Daqing oil field | |
| Pan et al. | Impact of anionic and cationic surfactants interfacial tension on the oil recovery enhancement | |
| Johnson Jr | Status of caustic and emulsion methods | |
| Hanor | Physical and chemical controls on the composition of waters in sedimentary basins | |
| US3568772A (en) | Well stimulation with micellar dispersions | |
| CN101535443A (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| US20140048273A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| Dean | Selection and evaluation of surfactants for field pilots | |
| Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
| UA86111U (en) | Composition for declaying bottom-hole area of hydrocarbon filled layers | |
| Yazdani Sadati et al. | The effect of CO 2-enriched water salinity on enhancing oil recovery and its potential formation damage: an experimental study on shaly sandstone reservoirs | |
| Kuznetsova et al. | Surfactant solutions for low-permeable polimictic reservoir flooding | |
| Sedaghat et al. | Aspects of alkaline flooding: oil recovery improvement and displacement mechanisms | |
| Rogatchev et al. | Technology of low-permeable polimictic reservoirs water-flooding with surfactant solutions | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| Dawe | Enhancing oil recovery | |
| Sadeghein et al. | Comprehensive Analysis of Fine Particle Migration and Swelling: Impacts of Salinity, pH, and Temperature | |
| RU2759614C1 (en) | Reagent composition for destructing calcium carbonate deposition in gas boreholes of underground gas storage facilities | |
| RU2174594C1 (en) | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) | |
| UA108793C2 (en) | Composite for decolmatation and cleaning of the bottom zone of the oil and gas saturated reservoirs to increase efficiency of the hydrocarbon fluids removal | |
| Moustafa | Oil Recovery by Surfactant Flooding; Sensitivity Analysis to Technical Parameters and Economic Analysis | |
| RU2778920C1 (en) | Method for increasing oil recovery of reservoirs by exposure to an alkaline solution of a surfactant | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| Zhang et al. | Research on Mechanism and Main Controlling Factors of Nano Surfactant Imbibition Oil Displacement in Tight Reservoir |