RU2679029C1 - Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) - Google Patents
Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679029C1 RU2679029C1 RU2018111905A RU2018111905A RU2679029C1 RU 2679029 C1 RU2679029 C1 RU 2679029C1 RU 2018111905 A RU2018111905 A RU 2018111905A RU 2018111905 A RU2018111905 A RU 2018111905A RU 2679029 C1 RU2679029 C1 RU 2679029C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- concentration
- hydrochloric acid
- acid
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 59
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 4
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical group Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical group 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- UPDATVKGFTVGQJ-UHFFFAOYSA-N sodium;azane Chemical compound N.[Na+] UPDATVKGFTVGQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойствами состава, полное предотвращение выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков в процессе обработки составом, ингибирование процесса образования эмульсий, полный вынос продуктов реакций из пласта в процессе освоения с одновременным снижением экономических затрат. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта по первому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; поверхноство-активное вещество ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по второму варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; лигносульфонаты технические жидкие 18-28; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по третьему варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по четвертому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-8; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. 4 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.
Description
Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в прискважинной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также в качестве технологической жидкости при перфорации и гидроразрыве пластов.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.1994 в бюл. №10), содержащий водный раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| лигносульфонаты технические | 10-30 |
| водорастворимые алифатические спирты, | |
| или гликоли, или глицерин | 5-10 |
| водный раствор соляной | |
| кислоты 15-18%-ной концентрации | остальное. |
Известный состав обладает в 13,7-32,7 раза более низкой скоростью реакции в отношении карбонатов, стабилизирует отработанный кислотный раствор в отношении трехвалентного железа, имеет в 2,1-13 раз более высокие значения по вязкости по сравнению с традиционными кислотными составами.
Недостатками данного состава являются:
1. Узкий диапазон изменения скорости реакции и вязкости состава, что ограничивает область его применения.
2. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа с учетом очень большого содержания этого элемента в колонне насосно-компрессорных труб, по которой состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта закачивается в пласт. Кроме этого, кислота дополнительно насыщается ионами железа при реакциях с породой пластов.
3. Возможность образования в пласте закупоривающих поры эмульсий прямого и обратного типов.
Наиболее близким аналогом является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 в бюл. №29). Состав включает водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа - уксусную кислоту 80%-ной концентрации, поверхностно-активное вещество (ПАВ), деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт (ИПС) или кубовые остатки бутиловых спиртов (КОБС), лигносульфонаты технические при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| лигносульфонаты технические | 0,5-1 |
| ИПС или КОБС | 3-5 |
| ПАВ | 0,5-2 |
| уксусная кислота 80%-ной концентрации | 3-5 |
| деэмульгатор водорастворимый | 2-4 |
| водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации | остальное. |
Состав обладает улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами и параметрами по растворению карбонатной породы, по динамической вязкости, ингибированию осаждения осадков и эмульсиеобразования.
Недостатки данного состава:
1. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, как следствие, дисперсный гидроксид железа выпадает в норовом пространстве пласта и закупоривает фильтрационные каналы. Нейтрализующая способность состава, включающего лигносульфонаты технические и уксусную кислоту, недостаточна для предотвращения этого негативного явления. Кроме этого, уксусная кислота имеет высокую стоимость и увеличивает затраты на приготовление и применение известного состава.
2. Деэмульгирующий компонент известного состава не обеспечивает полного исключения образования высоковязких кольматирующих смесей и эмульсий при контакте состава с нативной нефтью.
3. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки, как следствие, конечная эффективность обработки снижается. ПАВ, применяемые в данном составе, недостаточно эффективны для полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении. Для повышения эффективности обработки пласта необходимо обеспечить снижение поверхностного межфазного натяжения на границе «порода - флюид», диспергирование, смачивание и вынос мелкодисперсных частиц и продуктов реакций при промывке и освоении скважин после обработки.
4. Наиболее близкий аналог эффективен только в поровых карбонатных коллекторах, в остальных типах коллекторов он не применим из-за низких величин вязкости, не обладает замедленной скоростью реакции.
Технической задачей изобретения является создание многоцелевого кислотного состава для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) с улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами за счет полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения. Одновременно решается задача снижения экономических затрат на приготовление и применение кислотного состава за счет синергетического подбора новых эффективных, но менее дорогих ингредиентов.
Технические задачи решаются составом для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащим водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт.
По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| Интенс-1 или ТН-СЖКС | 0,5-1,0 |
| ТН-ДЭКС | 1-3 |
| Сурфасол или ТН-МС-2 | 0,2-0,3 |
| ТН-ИККС | 0,5-1 |
| изопропиловый спирт | 1-2 |
| водный раствор синтетической | |
| соляной кислоты 30-36%-ной концентрации | остальное. |
По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, лигносульфонаты технические жидкие, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| Интенс-1 или ТН-СЖКС | 0,5-1,0 |
| ТН-ДЭКС | 1-3 |
| Сурфасол или ТН-МС-2 | 0,2-0,3 |
| ТН-ИККС | 0,5-1 |
| изопропиловый спирт | 1-2 |
| лигносульфонаты технические жидкие | 18-28 |
| водный раствор синтетической | |
| соляной кислоты 30-36%-ной концентрации | остальное. |
По третьему варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| Интенс-1 или ТН-СЖКС | 0,5-1,0 |
| ТН-ДЭКС | 1-3 |
| Сурфасол или ТН-МС-2 | 0,2-0,3 |
| ТН-ИККС | 0,5-1 |
| изопропиловый спирт | 1-2 |
| водный раствор фтористоводородной | |
| кислоты 40-70%-ной концентрации | 3-5 |
| водный раствор синтетической | |
| соляной кислоты 30-36%-ной концентрации | остальное. |
По четвертому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве НАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| Интенс-1 или ТН-СЖКС | 0,5-1,0 |
| ТН-ДЭКС | 1-3 |
| Сурфасол или ТН-МС-2 | 0,2-0,3 |
| ТН-ИККС | 0,5-1 |
| изопропиловый спирт | 1-2 |
| водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или | |
| водный раствор модифицированного крахмала | |
| 3-5%-ной концентрации | 3-8 |
| водный раствор синтетической | |
| соляной кислоты 30-36%-ной концентрации | остальное. |
Существенными признаками предлагаемых составов являются впервые применяемые новые смеси (композиции), включающие ранее не использовавшиеся химические ингредиенты:
- Интенс-1 или ТН-СЖКС в качестве нейтрализатора выпадения железосодержащих осадков в пласте;
- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС;
- Сурфасол или ТН-МС-2 (моющее средство) в качестве ПАВ;
- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС в сочетании с ИПС и водным раствором синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации.
Для приготовления составов используют следующие ингредиенты:
- нейтрализатор железа Интенс-1 - представляет собой смесь органических веществ. Это прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с резким неприятным запахом с плотностью при 20°С 1,00-1,20 г/см3, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с. Используется в качестве стабилизатора при предотвращении выпадения соединений трехвалентного иона железа (Fe3+) до двухвалентного (Fe2+), в результате чего исключается необратимая вторичная кольматация пласта;
- нейтрализатор железа ТН-СЖКС - представляет собой сложную композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе. По внешнему виду ТН-СЖКС - однородная жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция, с плотностью при 20°С не менее 1,01 г/см3. Предназначен для применения в технологических процессах обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Применяется в качестве присадки к кислотному составу с целью сохранения коллекторских свойств пласта путем предотвращения образования вторичных продуктов реакции гидроокиси железа, исключения «пиклинга» и предотвращения кольматации пласта соединениями Fe3+;
- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - представляет собой композиционную смесь блок-сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в спиртовом растворителе, по внешнему виду - однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, допускается опалесценция, с массовой долей сухого остатка не менее 40%, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с, плотностью при 20°С не более 0,96 г/см3. Предназначен для применения в качестве добавки к кислотному составу в целях предотвращения образования эмульсии при кислотных обработках;
- ПАВ Сурфасол - представляет собой сложную сбалансированную композицию ПАВ и синергетических добавок. Изготавливается из следующих веществ: этиленгликоля, альфа-(нонилфенил)-омега-гидроксиокта(окси-1,2-этандиил), кокамидопропилбетаина, воды. По внешнему виду Сурфасол представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах 0,90-1,10 г/см3. Используется как компонент кислотных составов при проведении обработки ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах и применяется с целью кислотной обработки терригенных и карбонатных пластов, кислотной очистки (восстановления) проводимости и интенсификации добычи нефти, а также для повышения приемистости нагнетательных скважин и регулирования потоков. Обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта за счет низкого межфазного натяжения на границе «состав - нефть». Способствует обработке коллектора на большую глубину вследствие замедления реакции с породой, предотвращает выпадение продуктов реакции;
- ПАВ ТН-МС-2 - моющий реагент, который применяется в качестве технического моющего средства, а также используется в качестве компонента для приготовления составов, применяемых в технологических процессах добычи нефти. Представляет собой композицию из анионо- и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте. По внешнему виду ТН-МС-2 - прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 30%, кинематической вязкостью при 20°С не более 30 мм2/с, температурой застывания не выше минус 40°С;
- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - представляет собой композиционную смесь азотсодержащих реагентов в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду это однородная жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 15% и плотностью при 20°С не менее 0,8 г/см3. Ингибитор применяется в качестве присадки к соляной кислоте и соляно-кислотным составам в целях снижения их коррозионной агрессивности по отношению к стали;
- ИПС - выпускается по ГОСТ 9805-84;
- соляная синтетическая кислота - образуется в результате синтеза хлористого водорода путем сжигания электролитического хлора в токе водорода с последующей абсорбцией хлористого водорода водой. По внешнему виду соляная синтетическая кислота - прозрачная желтая жидкость с массовой долей хлористого водорода не менее 31,5%, массовой долей железа (Fe) не более 0,015%;
- лигносульфонаты технические жидкие - представляют собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемых из щелоков варки целлюлозы на смешанном натрий-аммониевом или аммониевом основании. По внешнему виду лигносульфонаты технические жидкие - однородная текучая жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 46%, pH не менее 5,8, плотностью не менее 1,22 г/см3. В нефтедобыче используются в качестве компонента для приготовления промывочных жидкостей и изолирующих составов;
- фтористоводородная кислота - выпускается по ТУ 48-5-184-78;
- полиакриламид - представляет собой сополимер акриламида и акри-лата натрия, по внешнему виду - белый или желтоватый сыпучий порошок с насыпной плотностью 550-750 г/см3, со свободным истечением, с массовой долей сухого остатка не менее 90%;
- модифицированный крахмал - 100%-ный крахмал из кукурузы - содержит 1% алюмокалиевых квасцов. По внешнему виду - тонкодисперсный однородный порошок, белый с желтоватым оттенком и нейтральным запахом. Модифицированный крахмал имеет массовую долю влаги не более 13%, массовую долю золы не более 0,3%, pH в растворе - 3,5-8,5.
Увеличение диапазона действия регулируемых технологических параметров, эффективности физико-химических свойств и многоцелевого применения новых составов достигается введением в качестве основного компонента водного раствора синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации и нового набора ингредиентов при предлагаемом их соотношении.
Для некоторых карбонатных пород с преобладанием поровой структуры-матрицы и технологических операций по стимуляции требуется практически небольшое замедление скорости реакции (в 2-7 раз), этому требованию отвечает рецептура состава по первому варианту, которая придает ему новое свойство - преобладающее поверхностно-активное внедрение в поровую структуру матрицы пласта за счет улучшения смачивающих свойств ингредиентов (ИПС, Сурфасола или ТН-МС-2). Состав по первому варианту позволяет регулировать скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение в системе «нефть - состав», при этом замедляя скорость реакции от 2 до 7 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), увеличивая динамическую вязкость в 2-5 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), снижая поверхностное натяжение в 2-4 раза.
Так, сочетание ингредиентов по второму варианту позволяет регулировать скорость реакции с карбонатами в диапазоне технологически необходимых низких значений этого параметра, в частности, данный состав обладает в 5-10 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с наиболее близким аналогом. В основе этого эффекта лежит способность лигносульфонатов технических жидких (соли лигносульфоновых кислот, моносульфитный щелок, сахара, микроостатки целлюлозы, другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой, замедляющий скорость реакции кислоты с минералами породы. ИПС совместно с ПАВ, содержащимися в Сурфасоле или ТН-МС-2, усиливают эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы.
Рецептура состава по третьему варианту обеспечивает обработку как карбонатных пород с повышенным содержанием глинистых компонентов, так и терригенных песчаников, полимиктовых пород-коллекторов, что значительно расширяет область использования состава.
Рецептура состава по четвертому варианту обеспечивает увеличение диапазона регулирования вязкости от 125 до 3000 мПа⋅с при различных скоростях сдвига при одновременном снижении скорости реакции в 5-10 раз по сравнению с наиболее близким аналогом. Этот технический эффект расширяет область применения состава как в технологическом плане (повышается эффективность таких операций, как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта и ряд других операций), так и по геолого-физическим условиям (практически вся природная гамма пластов-коллекторов от порово-трещинных до трещинно-кавернозных по структуре и литологии - от карбонатных до терригенных типов).
Именно этот комплекс физико-химических свойств составов, достигаемый именно в этой новой предлагаемой качественной и количественной комбинации ингредиентов, обеспечивает заданный технический и экономический эффекты, выражающиеся в достижении лучших количественных показателей химической обработки элементов пласта-коллектора (см. табл. 2) и снижении затрат на приготовление и применение заявляемых составов. Последнее достигается целенаправленным применением относительно дешевых и эффективных ингредиентов, выпускаемых собственными химическими предприятиями ПАО «Татнефть».
Пример 1. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 10 см3 (1 об. %) при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 968 см3 (96,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по первому варианту готовят аналогично.
Полученный состав подвергали испытаниям, замеряли физико-химические параметры.
Пример 2. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают лигносульфонаты технические жидкие 180 см3 (18 об. %). Далее при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке добавляют ингредиенты: ИПС 10 см3 (1 об. %), Сурфасол - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 788 см3 (78,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 5-7 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по второму варианту готовят аналогично.
Пример 3. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 3 см3 (3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Далее в полученный раствор вводят водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации (85 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 35%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по третьему варианту готовят аналогично.
Пример 4. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: Сурфасол - 3 см3 (0,3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 847 см3 (84,7 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 32%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин. Далее в полученный раствор при перемешивании вводят водный раствор полиакриламида 5%-ной концентрации 80 см3 (8 об. %) до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по четвертому варианту готовят аналогично.
Динамическую вязкость состава определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-4 и ротационном Реотест-2.
Скорость реакции состава оценивали массовым методом, при котором образец керна с определенной площадью и массой помещали в испытуемый состав. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения образца керна.
Степень стабилизации состава по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав хлорного железа и по замеру объема или визуализации выпавшего в осадок гидроксида железа при ситовом анализе.
Проникающую способность состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта и его поверхностную активность оценивали по величине межфазного натяжения на границе «состав - нефть».
Степень предотвращения образования блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте состава с нефтью оценивали визуально и по степени вязкости продуктов реакции.
Рецептуры (варианты) и свойства предлагаемого и известного по наиболее близкому аналогу составов приведены в табл. 1 и 2.
Приведенные в табл. 1 и 2 данные свидетельствуют о том, что предлагаемые составы по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу имеют широкий диапазон замедления скорости реакции. По такому важному параметру, как динамическая вязкость, наблюдается, что у наиболее близкого аналога вязкость регулируется в пределах 10-80 мПа⋅с, а у предлагаемых составов диапазон изменения вязкости от 8 до 3000 мПа⋅с. Предлагаемые составы практически не образуют осадков гидроксида железа, а наиболее близкий аналог образует, хотя и в небольшом объеме, но и его достаточно для закупорки поровых каналов пласта. Качественно новым признаком является степень снижения межфазного натяжения предлагаемых составов на границе с нефтью. Так, диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,12 до 0,91 мН/м, в то время как у известного состава он гораздо выше (0,08-0,14 мН/м). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемых составов сравнима с вязкостью самой нефти (12-39 мПа⋅с).
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составах снижается технологичность или это нецелесообразно ввиду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в составах ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.
За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача: созданы универсальные, многоцелевые кислотные составы с улучшенными технологическими свойствами. Они могут применяться во всех известных технологических операциях по кислотной стимуляции скважин и пластов. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемых составов для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей - как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах.
Таким образом, предлагаемое изобретение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет увеличения объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов в результате его применения.
Claims (8)
1. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
2. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, лигносульфонаты технические жидкие, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
3. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
4. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (ru) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (ru) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2679029C1 true RU2679029C1 (ru) | 2019-02-05 |
Family
ID=65273778
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018111905A RU2679029C1 (ru) | 2018-04-02 | 2018-04-02 | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2679029C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733340C1 (ru) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Состав для воздействия на доманиковые отложения |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249101C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2308475C1 (ru) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| RU2382189C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2545582C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
| RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2643050C2 (ru) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин |
-
2018
- 2018-04-02 RU RU2018111905A patent/RU2679029C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2249101C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| RU2308475C1 (ru) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| RU2382189C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2545582C1 (ru) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2643050C2 (ru) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин |
| RU2616949C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-04-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов |
| RU2641044C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| EA 007853 B1, (ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В.), 27.02.2007. ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 44-100, 124-130, 134-141, 149. * |
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 44-100, 124-130, 134-141, 149. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733340C1 (ru) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Состав для воздействия на доманиковые отложения |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| Nasr-El-Din et al. | Stimulation of water-disposal wells using acid-in-diesel emulsions: Case histories | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| US4074755A (en) | Ion exchange controlled chemically aided waterflood process | |
| Sayed et al. | Effect of oil saturation on the flow of emulsified acids in carbonate rocks | |
| CN108570317A (zh) | 一种用于低渗油藏水锁伤害解除的微乳液 | |
| CN108048071B (zh) | 一种用于低渗储层的化学增产液及其制备方法 | |
| RU2655267C1 (ru) | Катионный буровой раствор | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
| RU2308475C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| US2793189A (en) | Drilling fluids and emulsifiers therefor | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2302522C1 (ru) | Способ обработки заглинизированных пластов | |
| RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| CN110511735B (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2208147C1 (ru) | Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| US2125429A (en) | Treatment of wells |