UA86111U - Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів - Google Patents
Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів 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
Композиція для декольматизації та розглинізації нафтогазонасичених пластів містить кислоту (соляну або/і оцтову, або/і інші) або карбонат калію (K2СО3), хлористий калій, неіоногенні ПАР (НПАР) (поліглікозиди): Caprylyl та Decyl Glycoside, а також: Lauryl та Coco Glycoside наступних товарних марок: Milcoside 101, 201 та інші (LG), Glucopon 215, 225 та інші (Cognis), APG 0810, Elsur APG 6L-0810, 7L-0810 та інші (Китай), Eco Sence (DOW), Simulsol (SEPPIC), Lutensol (BASF), Triton (DOW) та інші, як антикорозійну добавку: нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1-оксіетилендифосфонову кислоту (ОЕДФ), або нітрат амонію (NH4NO3), консервант та воду.
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.
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).
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.
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.
Слід зазначити також, що розробка газових покладів при водонапірному режимі також супроводжується поступовим обводненням видобувних свердловин підошовними або крайовими водами.
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.
Тому, ліквідація таких пробок в умовах продуктивних піщано-глинистих горизонтів є завжди
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.
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.
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.
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|.
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.
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|.
Суттєве зменшення набухання глин відбувається також під впливом кислот (НСІ та ін.).
Наявність кислого середовища спричиняє коагуляцію глин, яка приводить до збільшення порового простору |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).
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.
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.
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.
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 високу
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).
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.
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),
СіІисороп 215, 225 та інші (Содпі5), АРС 0810, ЕіІзиг АРС 6І -0810, 71 -0810 та інші (Китай), Есо
Бепсе (ОМ), бітиівої (ЗЕРРІС), І шщепвзої (ВА5Е), Тип (ОМ).
Як антикорозійну добавку застосовують нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1- оксіетгилендифосфонову кислоту (ОЕДФ) або нітрат амонію (МНАМОз).
Як консервант застосовують: бензонат натрію або формальдегід, або теїПуїїзоїпіагоїїпопе тощо.
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.
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.
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.
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 становив
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.
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).
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.
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.
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.
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 спінену
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.
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).
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).
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).
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.
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,
органічний розчинник (суміш наступного складу: бензол, толуол, алкіл бензоли, тощо).
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.
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.
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: неонол
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 осадами
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.
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.
У даній роботі як ПАР, на відміну від вищенаведених рішень, вперше використовують не аніонактивні, а неіоногенні сурфактанти поліглікозиди: Саргуїу! та ЮОесу! СіІусозіде, а також:
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).
Література: 1. Геологічні чинники впливу на розкриття і розробку газоносних пластів зовнішньої зони
Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17 / О.М. Чорний; Івано-
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.
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 "Нафтогаз
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 /
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.
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 зони
Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17/ О.М. Чорний; Івано-
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».
Claims (1)
- ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Композиція для декольматизації та розглинізації нафтогазонасичених пластів, що містить35 соляну кислоту, як антикорозійну добавку: нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1- оксіетилендифосфонову кислоту (ОЕДФ), або нітрат амонію (МНАМО»Зз), консервант та воду, яка відрізняється тим, що містить кислоту (оцтову або/ інші) або карбонат калію (КеСоОз), хлористий калій, неіоногенні ПАР (НПАР) (поліглікозиди): Саргуїу! та ЮОесу! Сіусовіде, а також: Гаигу! та Сосо СіІусозіде наступних товарних марок: Міїсозіде 101, 201 та інші (0), Сіисороп40 215, 225 та інші (Содпіх), АР 0810, Еізиг АРО 61 -0810, 71-0810 та інші (Китай), Есо Зепсе (ОМ), Зітиїво! (ЗЕРРІС), І шепзо! (ВАБЕ), Тийоп (ООМУ) та інші, при цьому компоненти використовуються в наступному співвідношенні, мас.Фо: кислоти (соляна або/ оцтова, або/ інші) або карбонат 011-200 калію (Кг2СОз) ' 'НПАР або/ суміш НПАР 0,1-5,0 хлористий калій 0,1-20,0 антикорозійна добавка:нітрилотриметилфосфонова кислота (НТФ) або 1- 0 5-50 оксіетилендифосфонова кислота (ОЕДФ), або нітрат Мт амонію (МНАМОЗз)консервант:(бензонат натрію або формальдегід, або 0,1-1,0 теїНуїїзоїпіагоїїпопе)вода решта.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU201308732U UA86111U (uk) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів |
| 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 (uk) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA86111U true UA86111U (uk) | 2013-12-10 |
Family
ID=52285682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU201308732U UA86111U (uk) | 2013-07-11 | 2013-07-11 | Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA86111U (uk) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
-
2013
- 2013-07-11 UA UAU201308732U patent/UA86111U/uk unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
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 (zh) | 烃采收工艺 | |
| 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 (uk) | Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів | |
| 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 (ru) | Способ разработки массивной нефтяной залежи | |
| RU2333233C1 (ru) | Жидкость для глушения и перфорации скважин | |
| Dawe | Enhancing oil recovery | |
| Sadeghein et al. | Comprehensive Analysis of Fine Particle Migration and Swelling: Impacts of Salinity, pH, and Temperature | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2174594C1 (ru) | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта (варианты) | |
| UA108793C2 (uk) | Композит з декольматації і очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів для підвищення ефективності вилучення вуглеводневих флюїдів | |
| Moustafa | Oil Recovery by Surfactant Flooding; Sensitivity Analysis to Technical Parameters and Economic Analysis | |
| RU2778920C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества | |
| RU2060374C1 (ru) | Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением | |
| Zhang et al. | Research on Mechanism and Main Controlling Factors of Nano Surfactant Imbibition Oil Displacement in Tight Reservoir |