RU2272127C1 - Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта - Google Patents
Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2272127C1 RU2272127C1 RU2004123374/03A RU2004123374A RU2272127C1 RU 2272127 C1 RU2272127 C1 RU 2272127C1 RU 2004123374/03 A RU2004123374/03 A RU 2004123374/03A RU 2004123374 A RU2004123374 A RU 2004123374A RU 2272127 C1 RU2272127 C1 RU 2272127C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- surfactant
- formation
- weight
- amount
- Prior art date
Links
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта. Технический результат - создание эффективного и технологичного способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, исключающего образование вторичных осадков и эмульсий. В способе удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающем закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, он содержит в качестве кислоты и поверхностно-активного вещества ПАВ ПАВ-кислотный реагент состава, мас.%: ПАВ Нежеголь 0,5-5,0, Нефтенол ГФ 0,5-5,0, ингибитор коррозии ИКУ-1 или ацетофенон, или метилэтилкетон 0,1-3,0, лимонная кислота 1,0-10,0, сульфаминовая кислота остальное, при следующем соотношении компонентов кислотного технологического раствора, мас.%: персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0, ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0, вода остальное. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано в процессе интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора, а также может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вышедших из бурения, когда имеет место поглощение глинистого раствора, или промывочных жидкостей на основе водорастворимых полимеров, или интенсификации притока нефти из скважин после гидравлического разрыва пласта, или других технологических операций, когда имеет место неполная деструкция применямых жидкостей на основе водорастворимых полимеров.
Известен способ реагентной обработки призабойной зоны скважин с целью разглинизации, заключающийся в том, что на устье скважины в емкости приготавливают водный раствор, содержащий 15-30% мас. аммония надсернокислого и 6-10% мас. пероксокарбоната натрия [1].
Приготовленный раствор по насосно-компрессорным трубам, спущенным на глубину нижней части фильтра, закачивают в скважину, затем пресной водой вытесняют его из насосно-компрессорных труб в интервал фильтра. Далее перекрывают насосно-компрессорные трубы и задавливают пресной водой реагентный раствор в призабойную зону на глубину, превышающую радиус глинизации прифильтровой зоны, и выдерживают при созданном давлении в течение 8-10 ч, после чего сбрасывают давление и производят прокачку скважины.
Известный способ обработки призабойной зоны скважины обеспечивает разглинизацию пласта за счет самопроизвольной диспергации глинистых частиц, происходящей в результате взаимодействия водносолевого раствора с глинистыми минералами.
Однако за счет взаимодействия водного раствора солей с минерализованной пластовой водой происходит образование нерастворимых осадков, приводящих к увеличению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин, включающий закачку кислотного технологического раствора, следующего компонентного состава,% мас.:
| Натриевые или калиевые соли | |
| серокислородсодержащих кислот | 5-10 |
| Фтористоводородная кислота | 2-4 |
| Поверхностно-активное вещество | 0,2-1,5 |
| Вода | Остальное |
выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта [2 - прототип].
Недостатком применения указанного способа является то, что в результате реакции фтористоводородной кислоты с кварцем, глиной и минерализованной пластовой водой образуются плохорастворимые фториды и гексафторсиликаты, а при повышении рН за счет нейтрализации кислоты образуются осадки геля кремниевой кислоты, приводящие к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта [3].
Изобретение направлено на создание эффективного и технологичного способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, исключающего образование вторичных осадков и эмульсий, за счет закачки кислотного технологического раствора, содержащего соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду, выдержки его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве солей серокислородсодержащей кислоты содержащего персульфат калия, или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент при следующем соотношении компонентов,% мас.:
| Персульфат калия, | |
| или персульфат натрия, | |
| или персульфат аммония | 1,0-5,0 |
| ПАВ-кислотный реагент | 10,0 - 50,0 |
| Вода | Остальное, |
а в качестве ПАВ - кислотного реагента - пастообразную композицию, включающую бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ Нежеголь, водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, лимонную кислоту и сульфаминовую кислоту, при следующем соотношении компонентов,% мас.:
| ПАВ Нежеголь | 0,5-5,0 |
| Нефтенол ГФ | 0,5-5,0 |
| Ингибитор коррозии ИКУ-1, | |
| или ацетофенон, | |
| или метилэтилкетон | 0,1-3,0 |
| Лимонная кислота | 1,0-10,0 |
| Сульфаминовая кислота | Остальное |
Результат достигается за счет введения в кислотный технологический раствор необходимого количества персульфата калия, или натрия, или аммония, эффективно разрушающих и диспергирующих глинистые частицы, снижающих коэффициент набухания глин, разрушающих водорастворимые полимеры, используемые при бурении, гидравлическом разрыве пласта и обработках скважин и ПАВ-кислотного реагента, содержащего бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ Нежеголь и водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ, снижающих поверхностное натяжение, препятствующих образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами, также содержащего сульфаминовую и лимонную кислоты, которые поддерживают низкое значение рН, способствуют разрушению глины и препятствуют образованию вторичных осадков; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, которые позволяют снизить коррозионную активность персульфатов и кислот.
Признаками изобретения "Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта" являются следующие.
1. Закачка кислотного технологического раствора.
2. Выдержка закаченного кислотного технологического раствора в пласте на реакцию.
3 Удаление из пласта продуктов реакции.
4. В качестве кислотного технологического раствора используется состав, содержащий соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду.
5. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат калия.
6. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат натрия.
7. В качестве соли серокислородсодержащей кислоты используется персульфат аммония.
8. В качестве кислоты и ПАВ используется ПАВ-кислотный реагент, включающий бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ Нежеголь, водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ, ингибитор коррозии, лимонную кислоту и сульфаминовую кислоту.
9. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит ингибитор ИКУ-1.
10. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит ацетофенон.
11. ПАВ-кислотный реагент в качестве ингибитора коррозии содержит метилэтилкетон.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, а признаки 5-11-существенными отличительными признаками изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, содержащего соли серокислородсодержащей кислоты, кислоту, ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве солей серокислородсодержащей кислоты содержит персульфат калия, или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент при следующем соотношении компонентов,% мас.:
| Персульфат калия, | |
| или персульфат натрия, | |
| или персульфат аммония | 1,0-5,0 |
| ПАВ-кислотный реагент | 10,0-50,0 |
| Вода | Остальное. |
а в качестве ПАВ - кислотного реагента содержит пастообразную композицию, включающую бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов ПАВ Нежеголь, водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида гидрофобизатор Нефтенол ГФ, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, лимонную кислоту и сульфаминовую кислоту, при следующем соотношении компонентов,% мас.:
| ПАВ Нежеголь | 0,5-5,0 |
| Нефтенол ГФ | 0,5-5,0 |
| Ингибитор коррозии ИКУ-1, | |
| или ацетофенон, | |
| или метилэтилкетон | 0,1-3,0 |
| Лимонная кислота | 1,0-10,0 |
| Сульфаминовая кислота | Остальное |
Для исследований использовались:
1. Персульфат калия - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, выпускается по ТУ 38.103270-87.
2. Персульфат натрия - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, квалификация ЧДА, выпускается по ТУ 6-09-840-63.
3. Персульфат аммония - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, квалификация Ч, выпускается по ГОСТ 20478-75.
4. Сульфаминовая кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 86,0% масс. основного вещества, выпускается по ТУ 6-36-00204197-1030-89 с изм.1,2.
5. Лимонная кислота - кристаллический порошок белого цвета, содержащий не менее 99,0% мас. основного вещества, выпускается по ГОСТ 908-79.
6. ПАВ Нежеголь - вязкая масса серовато-коричневого цвета со слабым специфическим запахом, представляет собой бифункциональный ПАВ, обладающий неиногенными и анионоактивными свойствами, полученный на основе оксиэтилированных нонилфенолов, выпускается по ТУ 2381-050-17197708-99.
7. Гидрофобизатор Нефтенол ГФ - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, представляет собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензил-хлорида, выпускается по ТУ 2484-035-17197708-97.
8. Ингибитор коррозии ИКУ-1 - вязкая жидкость коричневого цвета, выпускается по ТУ 2415-005-12749890-2000.
9. Ацетофенон (метилфенилкетон) - прозрачная жидкость, квалификация ХЧ, выпускается по ТУ 6-01-406-90.
10. Метилэтилкетон - прозрачная жидкость, квалификация Ч, выпускается по ТУ 38-10243-80.
11. Пиросульфат натрия - порошок белого цвета, содержащий 97,0% мас. основного вещества, выпускается по ТУ 2621-002-00205050-98.
12-Кислота плавиковая (фтористоводородная), содержащая 40% мас. HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78.
13. Неионогенный ПАВ - реагент ОП-10, представляет собой маслянистую жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с содержанием влаги не более 0,5%, выпускается по ГОСТ 8244-81.
Примеры приготовления ПАВ-кислотного реагента
Пример 1.
В стеклянном стакане на 250 мл к 97,9 г сульфаминовой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 1,0 г лимонной кислоты, 0,5 г ПАВ-Нежеголь, 0,5 г Нефтенола-ГФ, 0,1 г ингибитора коррозии ИКУ-1.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: ПАВ-Нежеголь - 0,5, Нефтенол-ГФ - 0,5; ингибитор коррозии ИКУ-1- 0,1, лимонная кислота - 1,0; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 2.
В стеклянном стакане на 250 мл к 88,5 г сульфаминовой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 5,0 г лимонной кислоты, 2,5 г ПАВ-Нежеголь, 2,5 г Нефтенола-ГФ, 1,5 г ацетофенона.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: ПАВ-Нежеголь - 2,5;
Нефтенол-ГФ - 2,5; ацетофенон - 1,5, лимонная кислота - 5,0; сульфаминовая кислота - остальное.
Пример 3.
В стеклянном стакане на 250 мл к 77,0 г сульфаминовой кислоты при перемешивании стеклянной палочкой последовательно добавлялось 10,0 г лимонной кислоты, 5,0 г ПАВ-Нежеголь, 5,0 г Нефтенола-ГФ, 3,0 г метилэтилкетона.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: ПАВ-Нежеголь - 5,0;
Нефтенол-ГФ - 5,0; метилэтилкетон - 3,0; лимонная кислота - 10,0; сульфаминовая кислота - остальное.
Примеры приготовления кислотного технологического раствора.
Пример I.
В стеклянном стакане на 250 мл в 89,0 мл воды при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 1,0 г персульфата калия и 10,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 1.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: персульфат калия - 1,0; ПАВ-кислотный реагент - 10,0; вода - остальное.
Пример II.
В стеклянном стакане на 250 мл в 67,0 мл воды при перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворялось 3,0 г персульфата натрия и 30,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 2.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: персульфат натрия - 3,0; ПАВ-кислотный реагент - 30,0; вода - остальное.
Пример III.
В стеклянном стакане на 250 мл в 45,0 мл воды при перемешивании стеклянной палочкой, последовательно растворялось 5,0 г персульфата аммония и 50,0 г ПАВ-кислотного реагента, описанного в примере 3.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: персульфат аммония - 5,0; ПАВ-кислотный реагент - 50,0; вода - остальное.
Пример IV (прототип, состав №9 в таблице №1).
В тефлоновом стакане на 250 мл в 86,0 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно растворялось 6,0 г пиросульфата натрия, 7,5 г 40%-ной фтористоводородной кислоты и 0,5 г ПАВ-ОП-10.
После перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов,% мас.: пиросульфат натрия - 6,0; фтористоводородная кислота - 3,0, ПАВ - 0,5; вода - остальное.
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.
| Таблица 1 Содержание компонентов в кислотных составах |
|||||
| №п/п | Компоненты, в расчете на основное вещество | Содержание в кислотном составе, % мас. | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Номера примеров | 1 | 2 | 3 | 4 Прототип |
| 2. | Вода | 89,0 | 67,0 | 45,0 | 90,5 |
| 3. | Персульфат калия | 1,0 | |||
| 4. | Персульфат натрия | 3,0 | |||
| 5. | Персульфат аммония | 5,0 | |||
| 6. | ПАВ-кислотный реагент (пример 1) | 10,0 | |||
| 7. | ПАВ-кислотный реагент (пример 2) | 30,0 | |||
| 8. | ПАВ-кислотный реагент (пример 3) | 50,0 | |||
| 9 | Пиросульфат натрия | 6,0 | |||
| 10. | Фтористоводородная кислота | 3,0 | |||
| 11. | ПАВ-ОП-10 | 0,5 | |||
В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого кислотного технологического раствора: способность не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами; способность удерживать в растворе ионы железа, межфазное поверхностное натяжение на границе с углеводородом; скорость коррозии стали, скорость растворения бентонитовой глины при температуре 70°С, характерной для большинства месторождений Западной Сибири, скорость разрушения водорастворимого полимера, используемого при бурении, гидравлическом разрыве пласта и при обработках скважин.
Способность предлагаемого кислотного технологического раствора не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами определяли по объему водной и углеводородной фазы после встряхивания равных объемов углеводорода и кислотного технологического раствора в градуированной пробирке, с последующим нагревом до 40-50°С, отстаиванием в течение 30 мин и проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования осадка или эмульсии на сите оставались следы. В опытах использовалась нефть Самотлорского месторождения плотностью при 20°С 
и динамической вязкостью при 20°С 
и керосин ТС-1.
Одной из важных характеристик кислотных растворов, применяемых при добыче нефти, является их способность удерживать ионы железа, тем самым не образовывать вторичных осадков - гидратов железа. Источниками ионов железа могут быть продукты коррозии насосно-компрессорных труб, насосов и другого оборудования, а также минералы пласта. Выпадение в осадок железа зависит от соотношения между ионами Fe3+и Fe2+и величины рН среды. Ионы Fe3+осаждаются при рН 2-3, а ионы Fe2+осаждаются при рН 6-7. Таким образом призабойная зона пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин оказывается насыщенной гидроокисью железа коллоидной степени дисперсности, для которой характерна хорошая адгезия на горной породе, в результате чего в призабойной зоне происходит выпадение из отреагировавших растворов гелеобразных соединений железа и перекрытие ими проточных каналов. В качестве источников ионов железа использовался 10%-ный водный раствор хлорного железа (FeCl3). К 10 мл предлагаемого кислотного технологического раствора и раствора по прототипу добавляли 10-20 об.% 10%-ного раствора FeCl3, после чего добавляли мел (СаСО3) до рН 3-4. После реагирования визуально наблюдали за выпадением осадка Fe(ОН)3. Опыты проводились при 20°С, смеси в которых не наблюдалось выпадение осадка, нагревались до 30-40°С. Выпадение бурого осадка говорит об образовании гидроокиси железа.
Результаты исследований представлены в таблице 2.
Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (керосином ТС-1) определялось при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.
Результаты исследований представлены в таблице 3.
Скорость коррозии стали г/м2·час определяли по общепринятой методике по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25·20·0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном технологическом растворе при 20°С.
Результаты исследований представлены в таблице 3.
Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины брали три бумажных фильтра и три навески глины по 2 г. Навески сушили до постоянного веса при температуре 105°С. Далее глину переносили на бумажный фильтр и взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака.
Количество испытуемого раствора составляло 15 мл (в 2,5 раза больше массы навески, умноженной на количество измерений).
Фильтры с глиной помещали в тефлоновую воронку, устанавливали на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл. Стаканчик вместе с воронкой помещали в термошкаф. Испытуемый раствор нагревали в течение 15 мин в тефлоновом стаканчике при температуре 70°С. Затем наливали раствор в первую воронку и растворяли глину в течение 5 мин. При этом часть раствора отфильтровывалась. Полученный фильтрат переносили во вторую воронку для растворения следующей навески глины. Продолжительность второго фильтрования составляла 10 мин. Полученный фильтрат переносили для растворения третьей навески глины. Продолжительность фильтрования третьей навески составляла 15 мин.
После фильтрования отработанная глина промывалась дистиллированной водой в количестве 200 мл порциями при температуре 70°С.
После промывки образцы сушили в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.
Растворимость глины,%, рассчитывали по формуле
PГ=(m1-m2) 100%/m1,
где m1 - масса глины до опыта, г;
m2 - масса глины после опыта, г.
Скорость разрушения водорастворимого полимера, используемого при бурении, гидравлическом разрыве пласта и при обработках скважин исследовали следующим образом: к 90 мл 3,0% водного раствора КМЦ-600 при перемешивании добавляли 10 мл предлагаемого кислотного технологического раствора или кислотного технологического раствора по прототипу, скорость разрушения водорастворимого полимера оценивалась по времени, в течение которого исчезала вязкость полимерного раствора, он переставал тянуться и начинал скапывать с палочки. Известно, что скорость разрушения водорастворимого полимера сильно зависит от концентрации окислителя, поэтому сравнению подлежат составы с максимальным содержанием солей серокислородсодержащей кислоты (составы 3 и 4). Испытание проводилось при температуре 70°С.
Нижний предел концентраций солей серокислородсодержащей кислоты определялся растворением бентонитовой глины и разрушением водорастворимого полимера, верхний - растворимостью солей в составе.
Нижний предел концентрации ПАВ-кислотного реагента определялся растворением бентонитовой глины, необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородом (не выше 10,0 мН/м), скоростью коррозии (не выше 1,0 г/м2·ч), способностью состава удерживать в растворе ионы 3-х валентного железа, не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами, а верхний - растворимостью солей серокислородсодержащей кислоты в составе.
Нижний предел концентрации ПАВ в ПАВ-кислотном реагенте определялся необходимым межфазным натяжением кислотного технологического состава на границе с углеводородом (не выше 10,0 мН/м), способностью не образовывать осадки и эмульсии при контакте с углеводородами, а верхний - экономической целесообразностью.
Нижний предел концентрации сульфаминовой и лимонной кислот определялся растворением бентонитовой глины и разрушением водорастворимого полимера, верхний - растворимостью кислот в составе кислотного технологического раствора.
Нижний предел концентраций ингибиторов коррозии: ИКУ-1, ацетофенона и метилэтилкетона определялся допустимой скоростью коррозии в кислотном технологическом растворе (не более 1,0 г/м2·ч), а верхний - экономической целесообразностью.
Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного технологического раствора показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью и керосином (ТС-1) не образуются: смеси нефти или ТС-1 и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице №1) после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин, последующее проливание содержимого пробирки через сито не оставляло следов на сите с размером ячеек 0,149 мм, в то время как состав по прототипу образует с нефтью и керосином (ТС-1) эмульсии, оставляющие следы на сите.
| Таблица 2 Способность кислотного технологического раствора удерживать в растворе ионы железа |
||
| №состава в таблице 1 | Содержание 10%-ного раствора FeCl3,% об | Наличие бурого осадка |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. | 10 | Нет |
| 1. | 15 | Нет |
| 1. | 20 | Нет |
| 2. | 10 | Нет |
| 2. | 15 | Нет |
| 2. | 20 | Нет |
| 3. | 10 | Нет |
| 3. | 15 | Нет |
| 3. | 20 | Нет |
| 1 | 2 | 3 |
| 4. | 10 | Есть |
| 4. | 15 | Есть |
| 4. | 20 | Есть |
Как следует из таблицы 2, состав по прототипу не обладает способностью удерживать ионы железа, в то время как предлагаемый кислотный технологический раствор эффективно удерживает ионы железа в растворе после нейтрализации.
| Таблица 3 Свойства кислотных технологических растворов |
|||||
| №состава в таблице 1 | Межфазное натяжение на границе с ТС-1, мН/м | Скорость коррозии, г/м2·ч | Скорость потери вязкости 3,0%-ного раствора КМЦ-600 при температуре 70°С | ||
| Растворение глины при | |||||
| 70°С | |||||
| Время контакта, мин | Растворение глины,% | ||||
| час | |||||
| 5 | 4,21 | 3,0 | |||
| 1. | 3,15 | 0,95 | 10 | 5,48 | |
| 15 | 3,18 | ||||
| 5 | 4,97 | ||||
| 2. | 2,38 | 0,84 | 10 | 7,54 | 2,0 |
| 15 | 4,08 | ||||
| 5 | 5,57 | ||||
| 3. | 2,25 | 0,89 | 10 | 8,14 | 1,5 |
| 15 | 4,32 | ||||
| 4. | 5 | 25,16 | |||
| прото | 3,62 | 141,5 | 10 | 1,37 | 2,0 |
| тип | 15 | 0,18 | |||
Как следует из таблицы 3, при сохранениии низких значений межфазного натяжения и более низкой скорости коррозии, растворяющая способность глины в предлагаемом кислотном технологическом растворе при температуре 70°С в течение первых 5 мин обработки значительно ниже, чем в способе по прототипу, при этом она сохраняется во времени, в то время, как в способе по прототипу, значительно снижается, что позволит, при применении предлагаемого способа, увеличить охват пласта и, следовательно, эффективность обработки, также при равном содержании солей серокислородсодержащих кислот в составе №3 - 5% мас. персульфата аммония и в составе №4 - 5% мас. пиросульфата натрия - деструкция с добавлением предлагаемого кислотного технологического раствора проходит быстрее, чем в составе по прототипу.
Как следует из представленных данных, предлагаемый способ обладает более высокими показателями по сравнению с прототипом, а приготовленный в заводских условиях ПАВ - кислотный реагент позволит упростить технологию приготовления кислотного технологического раствора в промысловых условиях.
Источники информации, принятые во внимание
1. Авторское свидетельство СССР №1721220 (Е 21 В 43/27), опубликовано 23.03.1992, Бюл.№11 - аналог.
2. Патент РФ №2086760 (Е 21 В 43/27), опубликован 10.08.1997, Бюл. №22 - прототип.
3. Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас "Тенденции в кислотной обработке матрицы". Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31.
Claims (1)
- Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, содержащего соль серокислородсодержащей кислоты, кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, отличающийся тем, что он содержит в качестве соли серокислородсодержащей кислоты персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония, а в качестве кислоты и ПАВ - ПАВ-кислотный реагент состава, мас.%: ПАВ Нежеголь 0,5-5,0, Нефтенол ГФ 0,5-5,0, ингибитор коррозии ИКУ-1 или ацетофенон, или метилэтилкетон 0,1-3,0, лимонная кислота 1,0-10,0, сульфаминовая кислота остальное, при следующем соотношении компонентов кислотного технологического раствора, мас.%:
Персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0 ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004123374/03A RU2272127C1 (ru) | 2004-08-02 | 2004-08-02 | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004123374/03A RU2272127C1 (ru) | 2004-08-02 | 2004-08-02 | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2272127C1 true RU2272127C1 (ru) | 2006-03-20 |
Family
ID=36117267
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004123374/03A RU2272127C1 (ru) | 2004-08-02 | 2004-08-02 | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2272127C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555975C1 (ru) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| US10619056B2 (en) | 2015-09-03 | 2020-04-14 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Corrosion inhibitors and coating compositions containing the same |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
-
2004
- 2004-08-02 RU RU2004123374/03A patent/RU2272127C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555975C1 (ru) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| US10619056B2 (en) | 2015-09-03 | 2020-04-14 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Corrosion inhibitors and coating compositions containing the same |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US10526530B2 (en) | Flooding operations employing chlorine dioxide | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| DE1298064B (de) | Waessrige Loesung zur Verbesserung der Durchlaessigkeit poroeser unterirdischer Formationen | |
| US11454099B2 (en) | Method for determining acidization effectiveness for wellbore operations | |
| CN112724949B (zh) | 一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用 | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2184221C1 (ru) | Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2208147C1 (ru) | Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| CA2641479A1 (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| RU2244816C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2698784C2 (ru) | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель | |
| RU2192541C2 (ru) | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов | |
| RU2814676C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180803 |