RU2766183C1 - Acid composition for treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Acid composition for treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2766183C1 RU2766183C1 RU2021115179A RU2021115179A RU2766183C1 RU 2766183 C1 RU2766183 C1 RU 2766183C1 RU 2021115179 A RU2021115179 A RU 2021115179A RU 2021115179 A RU2021115179 A RU 2021115179A RU 2766183 C1 RU2766183 C1 RU 2766183C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- snpkh
- composition
- acid
- formation
- acid composition
- Prior art date
Links
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными и терригенными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, а также в процессе освоения скважин.The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions for acid treatment of the bottomhole formation zone with carbonate and terrigenous reservoirs, and can be used to stimulate the flow of oil, increase the injectivity of wells, and also in the process of developing wells.
Наиболее эффективным и широко используемым методом воздействия на призабойную зону пласта для увеличения или восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин является кислотная обработка скважины. Подобные обработки обеспечивают восстановление проницаемости и стимуляцию пласта за счет образования новых высокопроводящих поровых каналов. Важным и наиболее ответственным этапом проектирования технологии кислотной обработки является выбор технологической жидкости процесса. В процессе обработки призабойной зоны пласта кислотный состав максимально воздействует на породу в околоскважинной зоне. В удаленной зоне пласта реакция кислоты с породой протекает менее интенсивно вследствие потери активности кислоты. Отсюда очевидна необходимость торможения химического взаимодействия между кислотой и породой. Применение кислотных составов, содержащих химические добавки, которые соответствуют конкретным геолого-физическим особенностям данного месторождения и обеспечивают оптимальную глубину проникновения активного реагента, позволяет повысить эффективность кислотной обработки и избежать отрицательных последствий, в частности образования стойких эмульсий, нерастворимых осадков, вызывающих кольматацию призабойной зоны пласта.The most effective and widely used method of influencing the bottomhole formation zone to increase or restore the productivity of production and injection wells is acid treatment of the well. Such treatments provide permeability restoration and formation stimulation due to the formation of new highly conductive pore channels. An important and most critical stage in the design of acid treatment technology is the selection of the process fluid. In the process of treatment of the bottomhole formation zone, the acid composition has the maximum effect on the rock in the near-wellbore zone. In the remote zone of the reservoir, the reaction of the acid with the rock proceeds less intensively due to the loss of acid activity. Hence, the need to inhibit the chemical interaction between acid and rock is obvious. The use of acid compositions containing chemical additives that correspond to the specific geological and physical features of a given field and provide the optimal depth of penetration of the active agent makes it possible to increase the efficiency of acid treatment and avoid negative consequences, in particular, the formation of stable emulsions, insoluble sediments that cause clogging of the bottomhole formation zone.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.94 г. Бюл. №10), содержащий водный раствор соляной кислоты, спиртовую добавку, лигносульфонаты технические, в качестве спиртовой добавки - или водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин, а в качестве водного раствора соляной кислоты - раствор соляной кислоты 15 - 18%-ной концентрации при следующем соотношении ингредиентов, об.%:A composition for acid treatment of the bottomhole formation zone is known (RF patent No. 2013530, IPC E21V 43/27, publ. 30.05.94, Bull. No. 10), containing an aqueous solution of hydrochloric acid, an alcohol additive, technical lignosulfonates, as an alcohol additive - or water-soluble aliphatic alcohols, or glycols, or glycerin, and as an aqueous solution of hydrochloric acid - a solution of hydrochloric acid 15 - 18% concentration in the following ratio of ingredients, vol.%:
Лигносульфонаты технические 10-30Technical lignosulfonates 10-30
Или водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин 5-10Or water-soluble aliphatic alcohols, or glycols, or glycerin 5-10
Водный раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации остальноеAqueous solution of hydrochloric acid 15-18% concentration rest
Недостатками данного состава является отсутствие возможности обработки призабойной зоны пласта с низкопроницаемым коллектором из-за высоких значений вязкости состава, низкая степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, ограниченная способность выноса продуктов реакции из пласта после обработки, и как следствие, снижение конечной эффективности обработки. Известен ряд технических решений, предусматривающих увеличение эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду. Например, известен кислотный состава для обработки ПЗП, содержащий ингибированную соляную кислоту, уксусную кислоту и воду (Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966 г., с. 25; Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М: ВНИИОЭНГ, 1972 г., с. 51).The disadvantages of this composition are the inability to treat the bottomhole formation zone with a low-permeability reservoir due to the high viscosity of the composition, the low degree of neutralization of ferric ions, the limited ability to carry out reaction products from the formation after treatment, and as a result, a decrease in the final treatment efficiency. A number of technical solutions are known that provide for an increase in the efficiency of exposure to hydrochloric acid on the treated medium. For example, an acidic composition for treating BHP is known, containing inhibited hydrochloric acid, acetic acid and water (Loginov B.G. et al. Guidelines for acidizing wells. - M .: Nedra, 1966, p. 25; Loginov B. G. et al. Guidelines for acid treatment of wells. - M: VNIIOENG, 1972, p. 51).
Недостатком данного состава является то, что растворы соляной кислоты, содержащие уксусную кислоту, только в незначительной степени предотвращают гидролиз трехвалентного железа и не способны блокировать активность Fe(III), провоцирующую выпадение осадков асфальтенов и образование эмульсий. Наиболее близким по технической сущности является кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта (патент РФ 2677525, МПК С09К 8/74. опубл. 17.01.2019 г. Бюл. №2),содержащий 36%-ный водный раствор соляной кислоты, комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011А, ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас.%:The disadvantage of this composition is that hydrochloric acid solutions containing acetic acid only slightly prevent the hydrolysis of ferric iron and are not able to block the activity of Fe(III), which provokes precipitation of asphaltenes and the formation of emulsions. The closest in technical essence is the acid composition for chemical treatment and claying of the near-wellbore formation zone (RF patent 2677525, IPC С09К 8/74. publ. complex reagent Reads 1-5 or ITPS-011A, corrosion inhibitor brand TN-IK-2 or Napor KB in the following ratio of components, wt.%:
Недостатком данного состава является высокая концентрация соляной кислоты, которая при взаимодействии с породой коллектора образует тяжелый и вязкий раствор солей отработанной кислоты, с трудом извлекающийся из призабойной зоны пласта. Кроме того, известное изобретение не обеспечивает в полной мере совместимость состава с пластовыми флюидами при содержании в них ионов железа(III) и сернистых соединений.The disadvantage of this composition is the high concentration of hydrochloric acid, which, when interacting with the reservoir rock, forms a heavy and viscous solution of waste acid salts, which is hardly removed from the bottomhole formation zone. In addition, the known invention does not provide full compatibility of the composition with formation fluids containing iron(III) ions and sulfur compounds.
Технической задачей изобретения является создание кислотного состава для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов с подобранными компонентами, которые обеспечивают снижение коррозионной агрессивности состава в отношении к конструкторской стали, хорошее смачивание породы, удаление отложений солей и АСПО. При этом исключается образование осадков и стойких эмульсий при контакте кислотного состава со скважинными флюидами, содержащими ионы железа (III) и сернистые соединения, оказывающих негативное влияние на свойства коллектораThe technical objective of the invention is the creation of an acid composition for treating the bottomhole zone of carbonate and terrigenous reservoirs with selected components that reduce the corrosion aggressiveness of the composition in relation to structural steel, good wetting of the rock, removal of salt deposits and paraffin deposits. This eliminates the formation of sediments and stable emulsions upon contact of the acidic composition with well fluids containing iron (III) ions and sulfur compounds that have a negative impact on the properties of the reservoir
Поставленная задача решается тем, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, содержит соляную кислоту, комплексный реагент, в качестве комплексного реагента содержит реагент СНПХ-8903А и дополнительно содержит стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 при следующем соотношении компонентов, мас.%The problem is solved by the fact that the acid composition for treating the bottomhole formation zone contains hydrochloric acid, a complex reagent, as a complex reagent it contains SNPKh-8903A reagent and additionally contains an iron ion stabilizer SNPKh-8905 in the following ratio, wt.%
Хлористый водород HCI - 6,0-24,0Hydrogen chloride HCI - 6.0-24.0
Реагент СНПХ-8903А - 2,0-4,0Reagent SNPKh-8903A - 2.0-4.0
Стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 - 1,0-2,0Iron ion stabilizer SNPKh-8905 - 1.0-2.0
Вода - остальноеWater - the rest
В вариантах состав дополнительно содержит 1,0-5,0 мас.% фтористый водород, и/или 0,2-0,5 мас.% поглотитель сероводорода Десульфон-1300.In variants, the composition additionally contains 1.0-5.0 wt.% hydrogen fluoride, and/or 0.2-0.5 wt.% hydrogen sulfide absorber Desulfon-1300.
Для приготовления кислотного состава используют следующие компоненты:To prepare the acid composition, the following components are used:
- реагент СНПХ-8903А - комплексная многофункциональная присадка к соляной кислоте по ТУ 2458-314-05765670-2006, в состав которой входят: замедлитель реакции с матрицей породы; взаимный растворитель; комплексообразователь; диспергатор, композиционная смесь поверхностно-активных веществ (ПАВ), придающие составу деэмульгирующие свойства и способствующие отмыву асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Физико-химические характеристики СНПХ-8903А - жидкость от светло-зеленого до коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 0,9-1,1 г/см3, температура замерзания не выше -50°С, отсутствие в составе хлорорганических соединений.- reagent SNPKh-8903A - a complex multifunctional additive to hydrochloric acid according to TU 2458-314-05765670-2006, which includes: a reaction retarder with a rock matrix; mutual solvent; complexing agent; dispersant, a composite mixture of surface-active substances (surfactants), which impart demulsifying properties to the composition and facilitate the washing out of asphalt, resin and paraffin deposits (ARPD). Physical and chemical characteristics SNPKh-8903A - liquid from light green to brown, density at 20 ° C in the range of 0.9-1.1 g / cm 3 , freezing point not higher than -50 ° C, absence of organochlorine compounds in the composition .
- стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 по ТУ 20.59.42-377-05765670-2017 представляет собой смесь серосодержащих комплексных соединений и добавляется в кислотные составы для предотвращения выпадения в осадок соединений железа, образующихся в процессе кислотной обработки призабойной зоны пласта, и необратимой вторичной кольматации пласта. Физико-химические характеристики СНПХ-8905 - однородная жидкость от бесцветного до коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 1,00-1,20 г/см3, температура замерзания не выше -50°С, отсутствие в составе хлорорганических соединений.- iron ion stabilizer SNPKh-8905 according to TU 20.59.42-377-05765670-2017 is a mixture of sulfur-containing complex compounds and is added to acid compositions to prevent precipitation of iron compounds formed during acid treatment of the bottomhole formation zone and irreversible secondary clogging formation. Physical and chemical characteristics SNPKh-8905 - a homogeneous liquid from colorless to brown, density at 20°C within 1.00-1.20 g/cm 3 , freezing point not higher than -50°C, absence of organochlorine compounds in the composition.
- поглотитель сероводорода Десульфон-СНПХ-1300 (далее по тексту Десульфон-СНПХ-1300) по ТУ 2458-375-05765670-2016, предназначенный для поглощения сероводорода и легких меркаптанов в системах сбора и подготовки нефти, товарной нефти, нефтепродуктах, мазутах. Десульфон СНПХ-1300 представляет собой композиционную смесь азотсодержащего соединения на триазиновой основе в алифатическом спирте. Физико-химические характеристики Десульфона СНПХ-1300 - однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 0,95-1,20 г/см3, температура замерзания не выше -40°С.- hydrogen sulfide absorber Desulfone-SNPKh-1300 (hereinafter referred to as Desulfone-SNPKh-1300) according to TU 2458-375-05765670-2016, designed to absorb hydrogen sulfide and light mercaptans in systems for collecting and treating oil, commercial oil, oil products, fuel oils. Desulfone SNPKh-1300 is a composite mixture of a nitrogen-containing compound on a triazine basis in aliphatic alcohol. Physical and chemical characteristics Desulfone SNPKh-1300 is a homogeneous liquid from colorless to light brown in color, density at 20°C in the range of 0.95-1.20 g/cm 3 , freezing point is not higher than -40°C.
- фтористоводородную кислоту по ГОСТ 10484-78- hydrofluoric acid according to GOST 10484-78
- кислоту соляную ГОСТ 3118-77- hydrochloric acid GOST 3118-77
Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен на устье скважин путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры приготовления кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием предлагаемого кислотного состава и его наиболее близкого аналога. Приводим примеры приготовления кислотных составов.The proposed acid composition can be prepared at the wellhead by sequential dosing and mixing of the components in the tank. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability", we give specific examples of the preparation of an acid composition for treating the bottomhole formation zone and the effectiveness of the impact on the bottomhole zone using the proposed acid composition and its closest analogue. We give examples of the preparation of acid compositions.
Пример 1. В мерную колбу объемом на 1000 мл помещают порядка 200 мл дистиллированной воды, приливают 171,32 г 36% соляной кислоты, последовательно добавляют 20,56 г реагента СНПХ-8903, 10,29 г СНПХ-8905 и доводят дистиллированной водой до метки. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 6,0%, СНПХ-8903А - 2,0%, СНПХ-8905 - 1,0% и плотностью - 1,0279 г/см3.Example 1. About 200 ml of distilled water are placed in a volumetric flask with a volume of 1000 ml, 171.32 g of 36% hydrochloric acid are added, 20.56 g of the SNPKh-8903 reagent, 10.29 g of SNPKh-8905 are sequentially added and adjusted with distilled water to labels. After introducing the calculated amount of the next component into the composition, the solution is stirred. An acid composition is obtained with a mass fraction of hydrogen chloride of 6.0%, SNPKh-8903A - 2.0%, SNPKh-8905 - 1.0% and a density of 1.0279 g/cm 3 .
Примеры 2-12 выполняют аналогично, изменяя количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.Examples 2-12 perform similarly, changing the quantitative ratio of the starting components. The data are shown in table 1.
Пример 13. В колбу из полипропилена объемом 250 мл помещают 53,64 г дистиллированной воды, приливают последовательно 31,25 г 32% соляной кислоты; 4,44 г 45% фтористоводородной кислоты, добавляют 2,00 г СНПХ-8903А и 1,20 г СНПХ-8905. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 10,0%, фтористого водорода - 2,0%, СНПХ-8903А - 2,0%, СНПХ-8905 - 1,2% и плотностью - 1,0474 г/см3.Example 13. 53.64 g of distilled water are placed in a 250 ml polypropylene flask, 31.25 g of 32% hydrochloric acid are added sequentially; 4.44 g of 45% hydrofluoric acid, add 2.00 g of SNPCH-8903A and 1.20 g of SNPCH-8905. After introducing the calculated amount of the next component into the composition, the solution is stirred. An acid composition is obtained with a mass fraction of hydrogen chloride of 10.0%, hydrogen fluoride - 2.0%, SNPKh-8903A - 2.0%, SNPKh-8905 - 1.2% and a density of 1.0474 g/cm 3 .
Примеры 14-15 выполняют аналогично, изменяя количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.Examples 14-15 are performed similarly, changing the quantitative ratio of the starting components. The data are shown in table 1.
Пример 16. В колбу объемом 250 мл помещают 61,36 г дистиллированной воды, приливают 34,29 г 35% соляной кислоты; добавляют последовательно 2,50 г СНПХ-8903А, 1,35 г СНПХ-8905, 0,20 г СНПХ-1300. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 12%, СНПХ-8903А - 2,5%, СНПХ-8905 - 1,35%, СНПХ-1300 - 0,2% и плотностью - 1,0574 г/см3.Example 16. 61.36 g of distilled water are placed in a 250 ml flask, 34.29 g of 35% hydrochloric acid are added; add sequentially 2.50 g SNPCH-8903A, 1.35 g SNPCH-8905, 0.20 g SNPCH-1300. After introducing the calculated amount of the next component into the composition, the solution is stirred. An acid composition is obtained with a mass fraction of hydrogen chloride of 12%, SNPKh-8903A - 2.5%, SNPKh-8905 - 1.35%, SNPKh-1300 - 0.2% and a density of 1.0574 g/cm 3 .
Примеры 17-20 выполняют аналогично, изменяя качественное и количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.Examples 17-20 perform similarly, changing the qualitative and quantitative ratio of the starting components. The data are shown in table 1.
Для определения эффективности предлагаемого кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта определяют коррозионную активность состава, стабильность ионов железа(III) в нем, совместимость кислотного состава с пластовыми флюидами (нефть/вода).To determine the effectiveness of the proposed acid composition in the treatment of the bottomhole formation zone, the corrosivity of the composition, the stability of iron(III) ions in it, the compatibility of the acid composition with formation fluids (oil/water) are determined.
Коррозионную активность оценивают стандартным гравиметрическим методом по изменению массы образцов из углеродистой стали. Испытания проводят при температуре 20°С на стали 3 (Ст3) в статическом режиме (24 часа). Результаты испытаний приведены в таблице 2.Corrosivity is assessed by a standard gravimetric method by changing the mass of samples of carbon steel. The tests are carried out at a temperature of 20°C on steel 3 (St3) in static mode (24 hours). The test results are shown in table 2.
Поверхность пластин Ст3 размером 50,0×25,0×1,0 мм перед проведением испытания шлифуют по ГОСТ 9.905-2007, промывают водой, обезжиривают ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах.The surface of the St3 plates with a size of 50.0 × 25.0 × 1.0 mm is ground before testing according to GOST 9.905-2007, washed with water, degreased with acetone, followed by exposure for 1 hour in a desiccator and weighed on an analytical balance.
Подготовленные образцы пластин закрепляют в держателях установок в вертикальном положении, помещают в испытательные ячейки, заполненные кислотным составом, и оставляют на фиксированное время. Сразу после испытания образцы промывают водопроводной, затем дистиллированной водой, высушивают фильтровальной бумагой, удаляют следы коррозии, обезжиривают ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах.The prepared samples of the plates are fixed in the holders of the installations in a vertical position, placed in test cells filled with an acid composition, and left for a fixed time. Immediately after the test, the samples are washed with tap water, then with distilled water, dried with filter paper, traces of corrosion are removed, degreased with acetone, followed by holding for 1 hour in a desiccator and weighed on an analytical balance.
Скорость коррозии К стали Ст3 в г/(см2⋅ч) вычисляют по формуле:The corrosion rate K of steel St3 in g / (cm 2 ⋅ h) is calculated by the formula:
где m0, m1 - масса образца до и после испытания соответственно, г;where m 0 , m 1 - the mass of the sample before and after the test, respectively, g;
S - площадь поверхности образца, см2;S is the surface area of the sample, cm 2 ;
τ - время экспозиции, час.τ - exposure time, hour.
Стабильность ионов железа(III) в предлагаемом кислотном составе оценивают по отсутствию осадкообразования, разделения фаз, помутнения с изменением цвета после добавления в него 5000 ppm ионов железа(III) и выдержки в течение 30 минут при температуре пласта. Результаты испытаний приведены в таблице 2.The stability of iron(III) ions in the proposed acid composition is assessed by the absence of sedimentation, phase separation, turbidity with a color change after adding 5000 ppm of iron(III) ions to it and holding for 30 minutes at the reservoir temperature. The test results are shown in table 2.
Совместимость предлагаемого кислотного состава с пластовыми флюидами определяют по результатам следующих тестов:The compatibility of the proposed acid composition with reservoir fluids is determined by the results of the following tests:
- Кислотный состав с содержанием ионов железа 5000 ppm тщательно перемешивают с пластовой нефтью в соотношениях (25:75, 50:50, 75:25) и выдерживают при температуре пласта. По истечению 30 минут фиксируют разделение эмульсии на водную и углеводородную фазы. Далее эмульсию фильтруют через сито 100 меш, отмечая наличие или отсутствие осадка и сгустков. Нормативом теста является расслоение эмульсии на две фазы (85-100%), отсутствие сгустков и осадка на сите. Результаты испытаний приведены в таблице 3.- The acid composition containing 5000 ppm iron ions is thoroughly mixed with formation oil in ratios (25:75, 50:50, 75:25) and kept at the formation temperature. After 30 minutes, the separation of the emulsion into aqueous and hydrocarbon phases is recorded. Next, the emulsion is filtered through a 100 mesh sieve, noting the presence or absence of sediment and clots. The test standard is the separation of the emulsion into two phases (85-100%), the absence of clots and sediment on the sieve. The test results are shown in table 3.
- Кислотный состав с содержанием ионов железа 5000 ppm тщательно перемешивают с пластовой водой в соотношении 50:50 и выдерживают при температуре пласта в течение 30 минут. Нормативом теста является отсутствие признаков разделения фаз, помутнения с изменением цвета или осадкообразования. Результаты испытаний приведены в таблице 3.- The acid composition containing 5000 ppm iron ions is thoroughly mixed with formation water in a ratio of 50:50 and kept at the formation temperature for 30 minutes. The test standard is the absence of signs of phase separation, turbidity with a change in color or sedimentation. The test results are shown in table 3.
Из таблицы 2 видно, чтоTable 2 shows that
- при использовании предлагаемого кислотного состава значения скорости коррозии значительно ниже по сравнению с прототипом;- when using the proposed acid composition, the values of the corrosion rate are much lower compared to the prototype;
- предлагаемый состав стабилизирует ионы трехвалентного железа (5000 ppm) - отсутствуют признаки осадкообразования, разделения фаз, помутнения с изменением цвета по сравнению с прототипом.- the proposed composition stabilizes ferric ions (5000 ppm) - no signs of sedimentation, phase separation, turbidity with a change in color compared to the prototype.
Из результатов, приведенных в таблице 3 видно, что предлагаемый кислотный состав с содержанием 5000 ppm ионов железа(III) не образует устойчивых эмульсий (степень расслоения на нефтяную и вводную фазы составляет 90-100%, прототип - 85%), легко фильтруется через сито 100 меш без сгустков и осадка; совместим с пластовой водой. Кислотный состав по прототипу с содержанием 5000 ppm ионов железа(III) образует с нефтью осадок, который не фильтруется через сито 100 меш, при смешении с пластовой водой наблюдается помутнение раствора.From the results shown in table 3, it can be seen that the proposed acid composition with a content of 5000 ppm of iron(III) ions does not form stable emulsions (the degree of separation into the oil and water phases is 90-100%, the prototype is 85%), it is easily filtered through a sieve 100 mesh free of clumps and sediment; compatible with produced water. The acidic composition according to the prototype with a content of 5000 ppm of iron(III) ions forms a precipitate with oil, which is not filtered through a 100 mesh sieve, when mixed with formation water, cloudiness of the solution is observed.
Таким образом, использование предлагаемого кислотного состава при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными и терригенными породами, позволит в процессе кислотной обработки:Thus, the use of the proposed acid composition in the treatment of the bottomhole zone of a productive formation, composed of carbonate and terrigenous rocks, will allow in the process of acid treatment:
- снизить скорость кислотной коррозии;- reduce the rate of acid corrosion;
- обеспечить контроль над ионами железа;- provide control over iron ions;
- исключить риски образования смолистых продуктов и стойких кислотно-нефтяных эмульсий за счет стабилизации ионов трехвалентного железа;- eliminate the risks of formation of resinous products and persistent acid-oil emulsions due to the stabilization of ferric ions;
- удалить неорганические осадки и предотвратить отложения солей;- remove inorganic sediments and prevent salt deposits;
- исключить образование осадков и стойких эмульсий при контакте кислотного состава со скважинными флюидами, содержащими ионы железа(III) и сернистые соединения.- exclude the formation of sediments and stable emulsions upon contact of the acidic composition with well fluids containing iron(III) ions and sulfur compounds.
В составе реагента СНПХ-8903А, стабилизатора ионов железа СПХ-8905, поглотителя сероводорода Десльфон-СНПХ-1300 отсутствуют хлорорганические соединения, соли четвертичных аммониевых оснований, способных разлагаться с образованием хлорорганических соединений, а также вещества и смеси веществ, приводящие к увеличению содержания органических хлоридов в нефти.The SNPKh-8903A reagent, the SPH-8905 iron ion stabilizer, the Deslfon-SNPKh-1300 hydrogen sulfide absorber do not contain organochlorine compounds, salts of quaternary ammonium bases that can decompose with the formation of organochlorine compounds, as well as substances and mixtures of substances that lead to an increase in the content of organic chlorides in oil.
Превышение предельно допустимой концентрации хлорорганических соединений негативно влияет на качество нефти и отрицательно сказывается на ее экспорте, что в свою очередь имеет неприятные последствия для экономики предприятия и отрасли в целом.Exceeding the maximum permissible concentration of organochlorine compounds negatively affects the quality of oil and adversely affects its export, which in turn has unpleasant consequences for the economy of the enterprise and the industry as a whole.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021115179A RU2766183C1 (en) | 2021-05-26 | 2021-05-26 | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021115179A RU2766183C1 (en) | 2021-05-26 | 2021-05-26 | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2766183C1 true RU2766183C1 (en) | 2022-02-09 |
Family
ID=80214935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021115179A RU2766183C1 (en) | 2021-05-26 | 2021-05-26 | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2766183C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2490444C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for near well-bore treatment with acid |
| RU2494246C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bore-hole zone |
| RU2498060C1 (en) * | 2012-05-25 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Method of efficiency and control estimation for carbonate formation acid treatment |
| RU2535759C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-12-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Evaluation of efficiency and control over carbonate seam acid processing |
| RU2628355C1 (en) * | 2016-07-01 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭлитГарантСтрой" | Stimulator of oil-bearing formation productivity |
| RU2677525C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir |
-
2021
- 2021-05-26 RU RU2021115179A patent/RU2766183C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2498060C1 (en) * | 2012-05-25 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Method of efficiency and control estimation for carbonate formation acid treatment |
| RU2490444C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for near well-bore treatment with acid |
| RU2494246C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bore-hole zone |
| RU2535759C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-12-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Evaluation of efficiency and control over carbonate seam acid processing |
| RU2628355C1 (en) * | 2016-07-01 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭлитГарантСтрой" | Stimulator of oil-bearing formation productivity |
| RU2677525C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ФЕДОРЕНКО В. Ю. и др. Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию стабилизатора железа применительно к некоторым нефтям Поволжского региона, Вестник Казанского технологического университета, 2011, N 13, с. 136-140. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2434041C1 (en) | Procedure for withdrawal of crude oil from underground formation | |
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| US4475595A (en) | Method of inhibiting silica dissolution during injection of steam into a reservoir | |
| RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
| US3568772A (en) | Well stimulation with micellar dispersions | |
| RU2770200C2 (en) | Compositions for increasing oil recovery | |
| US3724552A (en) | Well treating method to remove paraffin deposition | |
| RU2658686C2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
| RU2766183C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2641044C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| US3625284A (en) | Stimulation of water injection wells with micellar dispersions | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
| RU2387692C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| RU2723768C1 (en) | Acidic composition for treatment of formation bottom-hole zone | |
| RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
| RU2656293C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2744899C1 (en) | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) | |
| RU2781206C1 (en) | Composition for treating the bottomhole zone of the borehole | |
| US3572416A (en) | Stimulation of producing wells | |
| RU2244816C1 (en) | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of bottom area of formation | |
| US3605895A (en) | Imparting in situ stability to displacing fluids | |
| RU2659918C1 (en) | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone | |
| EA030225B1 (en) | Method for development of a watered formation |