SU861561A1 - Hydrophobic emulsion for treating carbonate collector - Google Patents

Description

(54) ГИДРОФОБНАЯ ЭИ ЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА(54) LYPIA HYDROPHOBIC EQUIPMENT FOR TREATING CARBONATE COLLECTOR

1    one

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано дл  повышени  производительности газовых, газоконденсатных и нефт ных сква син, продуктивные отложени  которых представлены кар- бонатн:ЫМ коллектором. Кроме того/ рекомендуема  гидрофобна  эмульси  может быть использована при вскр1ытии продуктивных отложений и освоении газовых г газоконденсатных и нефт ных скважин..The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase the productivity of gas, gas condensate and oil wells, whose productive sediments are represented by carbonate: an FM collector. In addition / recommended hydrophobic emulsion can be used in the opening of productive sediments and the development of gas g gas condensate and oil wells ..

Дл  повышени  продуктивности нефт ных и газовых скважин, вскрывших продуктивные отложени , представленные карбонатными породами, начина  с середины 30-х годов, используетс  метод химического воздействи  йа призабойную зону с применением растворов сол ной кислоты. . To increase the productivity of oil and gas wells that have exposed productive sediments represented by carbonate rocks, starting from the mid-30s, the method of chemical action of the bottomhole zone using hydrochloric acid solutions is used. .

Ири сущёствуницей технике и технологий химического воздействи  на призабойную зону обычный раствор сол ной кислоты быстро реагирует в пористой среде с карбонатной породой . Поэтому в глубь пласта попадает отреагировавший раствор, который уже не обладает-свойствами растворени  карбонатных пород.Irie is an essential element of the technology and technology of chemical action on the bottomhole zone. A usual solution of hydrochloric acid quickly reacts in a porous medium with carbonate rock. Therefore, a reacted solution that does not already have dissolving properties of carbonate rocks goes into the formation.

Одним из методов увеличени  зоны охвата пласта активной кислотой  вл етс  обработка продуктивных отложений кислотными эмульси ми.One method to increase the active acid coverage of a formation is to treat productive deposits with acid emulsions.

Пока кислота, находитс  в составе эмульсии, она почти не реагирует со стенками пор и трещин, поэтому глобулы кислоты с необходимой концентрацией .можно закачать в пласт на значи10 тельную глубину. Эмульсию готов т таким образом, чтобы по.истечении определенного времени она разлагалась и освобождала кислоту As long as the acid is in the composition of the emulsion, it almost does not react with the walls of the pores and cracks, so the acid globules with the required concentration can be injected into the reservoir to a considerable depth. The emulsion is prepared so that after a certain time has passed, it will decompose and release the acid.

fSfS

Гидрофобные кислотные эмульсии в зависимости от состава обладают определенным периодомстабильности и уменьшают коррозию промыслового рудовани .Depending on the composition, hydrophobic acid emulsions have a certain period of stability and reduce the corrosion of field ore.

Известен состав конденсатокислотной эмульсии,где в качестве эмульгаторов примен ютс  препараты отечественного производства: ОП-7, ОП-10, The composition of the condensate-acid emulsion is known, where domestic-made preparations are used as emulsifiers: OP-7, OP-10,

25 , Т-2, Авийаж БВ, диаминдиолеат, чгалароль 11.25, T-2, Aviazh BV, diamine dioleate, chalarol 11.

Недостатком известной эмульсии  вл етс  плоха  растворимость эмульгатора в углеводородных жидкост х, токсичность и ограниченна  областьA disadvantage of the known emulsion is the poor solubility of the emulsifier in hydrocarbon liquids, toxicity and a limited area.

30thirty

Claims (2)

ее применени , Известна гидрофобна  эмульси  дл  обработки карбонатного коллектора, включающа  газовый конденсат или дизельное топливо, раствор сол ной кис лоты и эмульгатор 2. Недостатком указанной эмульсии  вл етс - не соответствующий диапазон стабилизации и низкие тиксотропные свойства при обработке карбонатного коллектора, имеющего температуру 20вО С . Целью изобретени   вл етс  улучшение стабилизирующих и тиксотропных свойств эмульсии при обработке карбонатного коллектора, имеющего температуру 20-80°С. Цель достигаетс  тем, что в качестве эмульгатора используют сложны моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла, при следующем количественном соотношении компонентов, об.%: Газовый конденсат или дизельное . топливо16-17 Сложный моноэфир триэтанолаь.ина и дистиллированного таллового. масла3-4 Раствор сол ной кислоты (15%-ный) Остальное Предлагаемую эмульсию получают перемешиванием конденсата или дизельного топлива со сложным моноэфи ром триэтаноламина и дистиллированного таллового масла в растворе со.л ной кислоты, например 15%-ный, объемное процентное соотношение ука занных компонентов варьирует дл  газового конденсата или дизельного топлива в пределах 16-17, сложного мрноэфира триэтаноламина и дистилли рованного таллового масла.в предела 3-4, остальное составл ет раствор сол ной кислоты. Параметры рекоменд емой эмульсии можно измен ть в широ ком диапазоне в зависимости от продолжительности перемешивани  и соот нощени  компонентов. Так в зкость ЭМУЛЬСИИ мен етс  в пределах от 205 ДОИ86 с по СПВ-5, а период стабил ности от 15 мин до более 5ч. При взаимодействии этой эмульсии с мраморными образцами на установке растворени  карбонатов при и давлении 140 кгс/см установлено, что потер  активной сол ной кислоты наиболее интенсивно происходит посл трехчасового контактировани  эмульсии с мраморным образцом. Этого вре . мени вполне достаточно, чтобы закачать эмульсию вглубь пласта, т.е. закончить продавку эмульсии в пласт до начала ее разложени  Пример 1. Проведена обычна еол нокислотна  обработка продуктив ных отложений с задавкой в пласт 30 раствора сол ной кислоты (11%-ного). Эффекта практически не получено. Затем проведена повторна  обработка призабойной зоны с использованием предлагаемой эмульсии, которой было задавлено в пласт 10 м- в зкостью 620 с по СПВ-5. После повторной обработки дебит газа этой скважины увеличилс  на 200 тыс . Пример 2. Проведена обычна  еол нокислотна  обработка с закачкой в пласт 22,7 м раствора сол ной кислоты (13%-ного). По контрольным замерам дебит газа увеличилс  на 88 тыс.м /сут. При повторной обработке призабойной зоны сиспользованием предлагаемой эмульсии задавили в пласт 9,8 м эмульсии в зкостью 634 с по СПВ-5 с последующей закачкой раствора сол ной кислоты. Пров еден ньами наблюдени ми установлено, что химическому воздействию подвергнут интервал , расположенный ниже башмака лифтовой колонны, который до этого в работе не участвовал. Прирос дебита газа от повторной обработки составил 134 тыс.м VcyT. Предлагаема  эмульси  имеет увеличенную раствор ющую способность, так как в составе повышено процентное содержание сол ной кислоты до .83,7%, что  вл етс  одним из преимуществ Предлагаемой эмульсии. Другим преимуществом йвл етс  возможность регулировани  реологических свойств предлагаемой эмульсии, что позвол ет обрабатывать с ее использованием карбонатные пласты как с низкой, так и с высокой проницаемостью. Дл  , одного и того же объема (например 30 м) необходим 1 ч по прототипу и более 4 ч дл  рекомендуемой эмульсии, так как начало разложени  рекомендуемой эмульсии (при времени перемешивани  2 ч) составл ет 4ч Про вление тиксотропных свойств эмульсии, а именно способность тер ть свою текучесть и восстанавливать свои первоначальные свойства при механическом воздействии позвол ет использовать предлагаемую . эмульсию дл  временного изолировани  райее обработанных (при первичной СОЛ нокислотной обработке) интервалов и обеспечить услови  дл  обработки новых пропластков при Повторном химическсм воздействии на приск ажинную зону. Кроме того, при движен и эмульсии ио трещине на ее стенках за счет про влени  тиксотропных свойств эмульсии образуетс  пленка, котора  преп тствует фильтрации эмульсии через стенки трещины, что обеспечивает услови  глубокой обработки пласта и достижение высокой эффективности. 5 8615 Формула изобретени  Гидрофобна  эмульси  дл  обработки карбонатного коллектора, включающа  газовый конденсат или дизельное топливо, раствор сол ной кислоты.. (15%-ный) и эмульгатор, о т л и ч а -э ю щ а   с   тем, что, с целью улучшени  стабилизирующих и ТИКСОТЕЮЯНЫХ свойств эмульсии при обработке карбрнатного коллектора с температурой 20вО С , в качестве .эмульгатора исполь- зуют СЛОЖНЫЙ моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла при следующем соотношении компонентов , об.%: Газовый конденсат15 или дизельное топливо 16 - 17 ;16 Сложный моноэфир трИэтаноламина и дистиллированного талловогр масла 3 - 4 Раствор сол ной кислоты . (15%-ный) Остальное Источники информации, прин тые во внимание при экспертизе . . I. Временна  инструкци  дл  проведени  сол но-кислотных обработок в газовых скважинах. Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геОлогии и геофизики. Саратов, 1970, с.20-21. , its use, A known hydrophobic emulsion for treating a carbonate collector, including gas condensate or diesel fuel, hydrochloric acid solution and emulsifier 2. The disadvantage of this emulsion is the inappropriate stabilization range and low thixotropic properties when processing a carbonate collector having a temperature of 20 ° C . The aim of the invention is to improve the stabilizing and thixotropic properties of the emulsion when treating a carbonate reservoir having a temperature of 20-80 ° C. The goal is achieved by using mono ester of triethanolamine and distilled tall oil as an emulsifier, with the following ratio of components, vol.%: Gas condensate or diesel. fuels16-17 Mono ester of triethanol.in and distilled tall oil. oils 3-4 Hydrochloric acid solution (15%) Else The proposed emulsion is obtained by mixing condensate or diesel fuel with triethanolamine monoester and distilled tall oil in a solution of hydrochloric acid, for example, 15% by volume, components varies for gas condensate or diesel fuel within 16-17, triethanolamine mr ether and distilled tall oil. In the range of 3-4, the rest is hydrochloric acid solution. The parameters of the recommended emulsion can vary over a wide range, depending on the duration of mixing and the ratio of components. So, the EMULSION viscosity varies from 205 DOI86 seconds to SPV-5, and the stability period is from 15 minutes to more than 5 hours. When this emulsion interacts with marble samples at a carbonate dissolution unit at a pressure of 140 kgf / cm, it is established that the loss of active hydrochloric acid occurs most intensively after three hours of contacting the emulsion with a marble sample. This time. it is quite enough to pump the emulsion deep into the formation, i.e. finish pushing the emulsion into the reservoir before its decomposition begins. Example 1. A typical acid treatment of productive deposits was carried out with a solution of 30% hydrochloric acid (11%) into the formation. The effect is almost not received. Then, a reprocessing of the bottomhole zone was carried out using the proposed emulsion, which was crushed into the reservoir with a 10 m viscosity of 620 s along SPV-5. After the reprocessing, the gas flow rate of this well increased by 200 thousand. Example 2. A typical acid treatment was performed with a 22.7 m solution of hydrochloric acid (13%) pumped into the formation. According to control measurements, the gas flow rate increased by 88 thou. M / day. During the reprocessing of the bottomhole zone using the proposed emulsion, a 9.8 m emulsion with a viscosity of 634 s was injected into the formation along SPV-5 with the subsequent injection of hydrochloric acid solution. As a result of observations, it was established that the interval below the elevator shoe, which had not participated in the work, was subjected to chemical exposure. The growth rate of gas flow from re-treatment amounted to 134 thousand m VcyT. The proposed emulsion has an increased dissolving capacity, since the percentage of hydrochloric acid in the composition is increased to .83.7%, which is one of the advantages of the proposed emulsion. Another advantage is the ability to control the rheological properties of the proposed emulsion, which makes it possible to process with its use carbonate formations with both low and high permeability. For the same volume (for example, 30 m), 1 hour of prototype and more than 4 hours is required for the recommended emulsion, since the beginning of the decomposition of the recommended emulsion (with a stirring time of 2 hours) is 4 hours. The effect of the thixotropic properties of the emulsion, namely losing its fluidity and restoring its original properties under mechanical action allows us to use the proposed one. emulsion to temporarily isolate the more selectively treated (during the primary SALT treatment) intervals and to provide conditions for the treatment of new interlayers during the repeated chemical impact on the pressing zone. In addition, when moving and the emulsion to a crack on its walls, a film is formed due to the manifestation of the thixotropic properties of the emulsion, which prevents filtration of the emulsion through the walls of the crack, which ensures the condition of deep processing of the formation and achieving high efficiency. 5 8615 Claims of the invention A hydrophobic emulsion for treating a carbonate collector, including gas condensate or diesel fuel, a solution of hydrochloric acid .. (15%) and an emulsifier, that is, with In order to improve the stabilizing and TEXTOTAL properties of the emulsion during the processing of a carbon dioxide collector with a temperature of 20 ° C, COMPLEX MONOESTER of triethanolamine and distilled tall oil are used as an emulsifier in the following ratio of components,% by volume: 6 Monoester of tri ethanolamine and distilled tall oil 3–4 Hydrochloric acid solution. (15%) Else Sources of information taken into account during the examination. . I. Temporary instructions for hydrochloric acid treatments in gas wells. Nizhne-Volzhsky Research Institute of Geology and Geophysics. Saratov, 1970, p.20-21. , 2. Авторское свидетельство СГР О 186363, «л. Е 21 В 43/27, 1966.2. Copyright certificate SGR O 186363, “l. E 21 B 43/27, 1966.