RU2019688C1 - Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone - Google Patents
Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2019688C1 RU2019688C1 SU5057414A RU2019688C1 RU 2019688 C1 RU2019688 C1 RU 2019688C1 SU 5057414 A SU5057414 A SU 5057414A RU 2019688 C1 RU2019688 C1 RU 2019688C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- acid
- solution
- concentration
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, конкретно к составу обратной эмульсии, которая может быть использована для кислотной обработки призабойной зоны низкотемпературного пласта, представленного неоднородными по проницаемости коллекторами нефти или газа, а также может быть использована в качестве жидкости гидроразрыва и перфорации скважин. The invention relates to oil production, specifically to the composition of the inverse emulsion, which can be used for acid treatment of the bottom-hole zone of a low-temperature formation, represented by heterogeneous permeability reservoirs of oil or gas, and can also be used as fracturing and perforation wells.
Известно применение растворов соляной кислоты 5-37%-ной концентрации или раствора глинокислоты с различными ингибирующими добавками для снижения скорости реакции ее с горной породой. Такие кислотные составы в виде гелей, суспензий, пен или растворов с поверхностно-активными веществами обладают низкой скоростью реакции и глубоко проникают в пласт. It is known to use solutions of hydrochloric acid of 5-37% concentration or a solution of clay acid with various inhibitory additives to reduce the rate of reaction of it with rock. Such acidic formulations in the form of gels, suspensions, foams or solutions with surfactants have a low reaction rate and penetrate deep into the formation.
Однако при интенсивном отложении органических веществ из состава нефти на поверхности фильтрационных каналов известные составы длительное время не взаимодействуют с горной породой и при прохождении из ствола скважины в глубь пласта не обеспечивают равномерное растворение сечения капилляров, по которым осуществляется приток нефти. However, with the intensive deposition of organic substances from the oil composition on the surface of the filtration channels, the known compositions do not interact with the rock for a long time and, when passing from the wellbore into the depth of the formation, do not provide uniform dissolution of the cross section of the capillaries through which the oil flows.
Известна также обратная кислотосодержащая эмульсия (ОКЭ), включающая углеводород, эмульгатор и кислотный раствор, и предназначенная для замедления скорости реагирования кислотного раствора с горной породой при повышенных температурах (более 60оС) и растворения органических отложений. Использование указанных известных составов - стабильных ОКЭ, неэффективно при низких пластовых температурах ввиду их инертности к породе пласта. Проникая глубоко в пласт в неактивном виде, они не расширяют фильтрационные каналы по ходу движения, т.к. чрезвычайно медленное их разрушают, чем затрудняется их обратный вынос в ствол скважины после окончания ремонтных работ.Also known acidic inverse emulsion (OER) comprising a hydrocarbon, an emulsifying agent and the acidic solution, and are designed to slow the speed of response of the acid solution with the rock at elevated temperatures (60 ° C) and dissolution of organic deposits. The use of these known compositions - stable OKE, is ineffective at low reservoir temperatures due to their inertness to the formation rock. Penetrating deep into the reservoir in an inactive form, they do not expand the filtration channels in the direction of travel, because they are destroyed extremely slowly, which makes it difficult to return them to the wellbore after completion of repair work.
Известно также, что поток закачиваемой в пласт ОКЭ будет направлен преимущественно по фильтрационным каналам большого диаметра, служащих путями притока основного количества нефти, и при этом расширять их от стенки скважины в глубь пласта. Однако в этом случае при размере глобул стабильной ОКЭ меньше поперечного сечения фильтрационных каналов пласта, кислота, диспергированная в углеводородной среде, не взаимодействует с горной породой, что приводит к неравномерности обработки пласта по глубине кислотным воздействием. It is also known that the flow of OKE pumped into the reservoir will be directed mainly through the large diameter filtration channels, which serve as the pathways for the bulk of oil inflow, and at the same time expand them from the well wall into the depth of the reservoir. However, in this case, when the size of globules of stable OKE is less than the cross-section of the formation filtration channels, acid dispersed in a hydrocarbon medium does not interact with the rock, which leads to uneven depth treatment of the formation by acid exposure.
Известно также что известные составы ОКЭ имеют два периода реакции: первый - незначительное реагирование с породой пласта, когда ОКЭ находится в стабильном состоянии, и второй - разрушение эмульсии, когда скорость реакции освобождающегося кислотного раствора аналогична таковой для обычного кислотного раствора. Это является осуществленным недостатком известных составов ОКЭ. It is also known that the known OKE compositions have two reaction periods: the first is a slight reaction with the formation rock when the OKE is in a stable state, and the second is the destruction of the emulsion when the reaction rate of the acid solution being released is similar to that for a conventional acid solution. This is an implemented disadvantage of the known compositions of the OKE.
Наиболее близкой к предлагаемому по технической сущности, составу и назначению является гидрофобная (обратная) эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, содержащая, об.%: газовый конденсат или дизельное топливо 16-17; сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла (эмультал) 3-4; 15%-ный раствор соляной кислоты - остальное. Данная эмульсия при 20оС имеет диапазон условной вязкости 205-1186 с (по СПВ-5), период стабильности при 20-80оС - более 5-0,25 ч соответственно. При 65оС активная реакция известной эмульсии с карбонатами происходит после 3-часового контактирования с мраморными образцами.The closest to the proposed technical essence, composition and purpose is a hydrophobic (reverse) emulsion for processing the bottom-hole formation zone, containing, vol.%: Gas condensate or diesel fuel 16-17; mono-ester of triethanolamine and distilled tall oil (emulsion) 3-4; 15% hydrochloric acid solution - the rest. This emulsion at 20 ° C has a relative viscosity range 205-1186 s (IVS-5), stability period at 20-80 ° C - a 5-0,25 hour respectively. At 65 ° C, the active reaction of the known emulsion with carbonates occurs after 3 hours of contact with marble samples.
По данным, полученным нами в лабораторных условиях, состав известной эмульсии, включающий (об;%): дизельное топливо 16,5; эмульгал 3,5 и 15%-ный раствор соляной кислоты 80, обладает при 20оС и градиенте сдвига 145,8 с-1 эффективной вязкостью 816,8 мПа ˙ с и растворяет за 3 ч контактирования с мрамором 1,4% его массы. Эта известная эмульсия в контакте с мрамором при 20оС не расслаивается в течение 24 ч. Введение в известную эмульсию кислотного раствора, используемого для получения этой эмульсии 2 г/дм3 ионов трехвалентного железа, и полной нейтрализации эмульсии избытком мрамора (до прекращения выделения пузырьков СО2) за 36 ч приводит к выпадению этих ионов железа из состава отработанной эмульсии на мраморных образцах в виде нерастворимой гидроокиси железа.According to the data obtained by us in laboratory conditions, the composition of the known emulsion, including (vol;%): diesel fuel 16.5; emulgal 3.5 and 15% solution of hydrochloric acid 80, has at 20 ° C and a shear gradient of 145.8 s -1 effective viscosity of 816.8 mPa ˙ s and dissolves in 3 hours contact with the marble 1.4% of its weight . This known emulsion in contact with a marble at 20 ° C does not separate within 24 hr. The introduction into a known emulsion acid solution used for preparing the emulsion of 2 g / dm3 of trivalent iron ions and complete neutralization of the emulsion excess of marbles (until no bubbles СО 2 ) in 36 hours leads to the precipitation of these iron ions from the composition of the spent emulsion on marble samples in the form of insoluble iron hydroxide.
Существенными недостатками указанной известной эмульсии являются:
высокие значения вязкости, что увеличивает гидравлические сопротивления при закачке эмульсии в пласт насосными агрегатами;
низкое содержание соляной кислоты в пересчете на 100%-ную концентрацию, что уменьшает объем растворимой карбонатной породы в пластовых условиях;
низкая реакционная способность в отношении карбонатной породы при обычных температурах, что снижает эффективность состава в низкотемпературных скважинах. Это приводит к нарушению равномерности растворения карбонатной породы по ходу движения эмульсии от стенки скважины в глубь пласта;
длительный период разрушения эмульсии в контакте с карбонатной породой при пониженной температуре, что требует ее длительной выдержки в пласте, задержке ввода скважины в эксплуатацию или ее длительного освоения для выхода на режим;
отработанная обратная эмульсия не комплексирует ионы трехвалентного железа, которые, как правило, изначально присутствуют в солянокислотных растворах в концентрации до 5 г/дм3 (Инструкция по применению композиционных составов для обработки призабойной зоны пласта. - РД 39-0148369-241-88Р. - Пермь, 1988, с. 4). Отсутствие у такой известной эмульсии свойства стабилизации ионов железа может снизить проницаемость обработанной ими горной породы в десятки раз. Эти недостатки снижают технологическую эффективность известной эмульсии в процессе ее применения на низкотемпературных пластах.Significant disadvantages of this known emulsion are:
high viscosity values, which increases the hydraulic resistance when pumping the emulsion into the reservoir by pumping units;
low content of hydrochloric acid in terms of 100% concentration, which reduces the volume of soluble carbonate rock in reservoir conditions;
low reactivity to carbonate rock at ordinary temperatures, which reduces the effectiveness of the composition in low temperature wells. This leads to a violation of the uniformity of dissolution of carbonate rock in the direction of movement of the emulsion from the wall of the well into the depth of the formation;
a long period of destruction of the emulsion in contact with the carbonate rock at a low temperature, which requires its long exposure in the reservoir, the delay in putting the well into operation or its long development to enter the regime;
the spent reverse emulsion does not complex ferric ions, which, as a rule, are initially present in hydrochloric acid solutions at a concentration of up to 5 g / dm 3 (Instructions for the use of composite compositions for treating the bottom-hole formation zone. - RD 39-0148369-241-88P. - Perm, 1988, p. 4). The absence of the stabilization property of iron ions in such a well-known emulsion can reduce the permeability of the rock treated by them by tens of times. These disadvantages reduce the technological efficiency of the known emulsion in the process of its application on low-temperature formations.
Предлагаемое изобретение решает техническую задачу снижения вязкости, повышения скорости реакции с карбонатами при одновременном обеспечении равномерности их растворения во времени, сокращении срока до полного разрушения эмульсии и придании ему стабилизирующей способности в отношении ионов железа в условиях низкотемпературных пластов. The present invention solves the technical problem of reducing viscosity, increasing the reaction rate with carbonates while ensuring the uniformity of their dissolution in time, reducing the time to complete destruction of the emulsion and giving it stabilizing ability with respect to iron ions in low-temperature formations.
Поставленная техническая задача достигается тем, что известная обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, содержащая эмульгатор на основе сложного эфира спирта и кислоты, углеводород и кислотный раствор, в качестве эмульгатора содержит смесь моно- и диизононилфенолэтоксифосфорных эфиров с шестью молями окиси этилена, в качестве углеводорода - ароматические углеводороды, а в качестве кислотного раствора - раствор соляной кислоты 20-24%-ной концентрации или раствор глинокислоты при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Смесь моно- и диизононил-
фенолэтоксифосфорных
эфиров с шестью молями окиси этилена 2-4
Ароматические углеводо- роды 26-38
Раствор соляной кислоты
20-24%-ной концентрации или раствор глинокислоты 60-70.The stated technical problem is achieved in that the well-known inverse emulsion for processing the bottom-hole zone of the formation, containing an emulsifier based on an ester of alcohol and acid, a hydrocarbon and an acid solution, as an emulsifier contains a mixture of mono- and diisononylphenol ethoxyphosphoric esters with six moles of ethylene oxide, as a hydrocarbon - aromatic hydrocarbons, and as an acidic solution - a solution of hydrochloric acid of 20-24% concentration or a solution of clay acid in the following ratio of ingredients, vol.%:
A mixture of mono- and diisononyl-
phenol ethoxyphosphoric
esters with six moles of ethylene oxide 2-4
Aromatic hydrocarbons 26-38
Hydrochloric acid solution
20-24% concentration or solution of clay acid 60-70.
В качестве смеси моно- и диизононилфенолэтоксифосфорных эфиров используется фосфол-6. Phosphol-6 is used as a mixture of mono- and diisononylphenolethoxyphosphoric esters.
Фосфол-6 является продуктом фосфорилирования промышленно производимого неонола АФ9-6 пятиокисью фосфора и имеет следующую структурную формулу:
В предлагаемом составе используются известные ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилол, пропиленбензол, бутилбензол, жидкие пpодукты пиролиза или их смеси между собой. The proposed composition uses well-known aromatic hydrocarbons: benzene, toluene, xylene, propylene benzene, butyl benzene, liquid pyrolysis products or mixtures thereof.
Солянокислотный раствор, входящий в предлагаемую эмульсию, имеет концентрацию 20-25% , причем растворы именно такой концентрации поставляются преимущественно на предприятия нефтедобывающей промышленности и широко там используются. Предлагаемый глинокислотный раствор представляет собой смесь 88 об.% раствора соляной кислоты 15%-ной концентрации и остальное - плавиковая кислота 40%-ной концентрации. The hydrochloric acid solution included in the proposed emulsion has a concentration of 20-25%, and solutions of precisely this concentration are mainly supplied to the oil industry and are widely used there. The proposed clay acid solution is a mixture of 88 vol.% Hydrochloric acid solution of 15% concentration and the rest is hydrofluoric acid of 40% concentration.
Предлагаемый состав эмульсии отличается от известного использованием иного эмульгатора и легких ароматических углеводородов, а также другим количественным соотношением ингредиентов. Из анализа научно-технической и патентной литературы использование смеси сложных эфиров оксиэтилированного изононилфенола и фосфорной кислоты в составе обратной кислотосодержащей эмульсии в таком сочетании компонентов для поставленной в техническом решении цели не известно. На основании этого считаем, что предлагаемое техническое решение отвечает критерию "новизна". The proposed composition of the emulsion differs from the known using a different emulsifier and light aromatic hydrocarbons, as well as other quantitative ratio of ingredients. From the analysis of scientific, technical and patent literature, the use of a mixture of esters of ethoxylated isononylphenol and phosphoric acid in the composition of the reverse acid-containing emulsion in this combination of components for the purpose set in the technical solution is not known. Based on this, we believe that the proposed technical solution meets the criterion of "novelty."
Из известного уровня данного вида техники предположить заранее, что фосфол-6 будет являться эмульгатором обратной эмульсии, регулятором скорости ее реакции с карбонатами и снижать при этом скорость реакции освобождающегося из разрушенной эмульсии кислотного раствора с карбонатами не представлялось возможным. Как по своему строению, так и по функции в эмульсии, а также ее составу предлагаемое техническое решение не позволяет заранее предположить сущность заявляемого объекта изобретения. На основании этого считаем, что заявляемое техническое решение отвечает критерию "изобретательский уровень". From the known level of this type of technology, it was not possible to assume in advance that phosphol-6 will be an emulsifier of a reverse emulsion, a regulator of the rate of its reaction with carbonates, and it would not be possible to reduce the reaction rate of an acid solution released from the destroyed emulsion with carbonates. Both in their structure and in their function in the emulsion, as well as its composition, the proposed technical solution does not allow one to presume in advance the essence of the claimed subject matter. Based on this, we believe that the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Достигаемый заявляемым составом эффект по снижению вязкости и равномерной скорости реакции обратной эмульсии в стабильном и разрушающемся состоянии с карбонатами объясняется, по-видимому, образованием разреженных адсорбционных слоев глобул кислотной фазы, через которые диффундирует кислотный раствор к карбонатной породе. По мере этого реагирования адсорбционная поверхность на кислотных глобулах все более оголяется за счет хемосорбции молекул фосфола-6 на карбонатах и его переходе (частичного) в состав кислотного раствора. Последний при этом ингибируется и эмульсия в разрушающемся состоянии имеет невысокую скорость реакции с карбонатами. The effect achieved by the claimed composition in reducing the viscosity and uniform reaction rate of the reverse emulsion in a stable and crumbling state with carbonates is apparently explained by the formation of rarefied adsorption layers of acid phase globules through which the acid solution diffuses to the carbonate rock. As this reaction proceeds, the adsorption surface on acid globules is more and more exposed due to the chemisorption of phosphol-6 molecules on carbonates and its transition (partial) to the composition of the acid solution. The latter is inhibited and the emulsion in a decaying state has a low reaction rate with carbonates.
Стабилизация отработанной эмульсии в отношении ионов железа объясняется их комплексообразованием фосфатными группами. The stabilization of the spent emulsion with respect to iron ions is explained by their complexation with phosphate groups.
В производственных условиях предлагаемый состав можно получить на стационарных узлах по приготовлению эмульсий и транспортировать его на скважину, или непосредственно получают на устье скважины с использованием, например, цементировочного агрегата ЦА-320 и диспергатора. In production conditions, the proposed composition can be obtained at stationary sites for the preparation of emulsions and transported to the well, or directly obtained at the wellhead using, for example, a cementing unit CA-320 and a dispersant.
Таким образом, предлагаемая обратная эмульсия отвечает критерию "промышленная применимость". Thus, the proposed inverse emulsion meets the criterion of "industrial applicability".
Предлагаемая обратная эмульсия была испытана в лабораторных условиях. Для ее приготовления были использованы следующие вещества:
- соляная кислота по ГОСТ 857-76 или ТУ 6-01-714-77;
- плавиковая кислота по ГОСТ 2567-73 или ТУ 48-5-184-78;
- промышленно производимая смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота) по ТУ 02-1453-78;
- фосфол-6 по ТУ 38.507-63-0120-90.The proposed reverse emulsion was tested in laboratory conditions. For its preparation, the following substances were used:
- hydrochloric acid according to GOST 857-76 or TU 6-01-714-77;
- hydrofluoric acid according to GOST 2567-73 or TU 48-5-184-78;
- an industrially produced mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids (clay acid) according to TU 02-1453-78;
- phosphol-6 according to TU 38.507-63-0120-90.
В качестве ароматических углеводородов были использованы:
- бензол нефтяной по ГОСТ 9572-77;
- толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78;
- ксилол нефтяной по ГОСТ 9410-78;
- жидкие продукты пиролиза фр.С9 по ТУ 38.102180-86, которые включают в свой состав (мас.д): толуол 10,2; этилбензол 6,5; ксилол 26,9; стирол 25,3 и алифатические углеводороды фр.С8-С11;
- пропилбензол и бутилбензол.As aromatic hydrocarbons were used:
- petroleum benzene in accordance with GOST 9572-77;
- petroleum toluene in accordance with GOST 14710-78;
- xylene petroleum in accordance with GOST 9410-78;
- liquid pyrolysis products of FR 9 according to TU 38.102180-86, which include (mass d): toluene 10.2; ethylbenzene 6.5; xylene 26.9; styrene 25.3 and aliphatic hydrocarbons fr . C 8 -C 11 ;
- propylbenzene and butylbenzene.
П р и м е р. Получение обратной эмульсии. К 76 см3 (38 об.%) бензола, помещенного в стеклянный стакан, вводят 4 см3 (2 об.%) эмульгатора фосфол-6 и перемешивают в течение 1 мин до его полного растворения. Затем в этот состав при интенсивном перемешивании на смесителе "Воронеж-2" с частотой вращения вала 3 ˙103 мин-1 в течение 1 мин вводят 120 см3 (60 об.%) кислотного раствора, содержащего 1 г/дм3 ионов Fe+3, который вводят в него предварительно в виде 40%-ного раствора хлорного железа, и дополнительно перемешивают в течение 4 мин. Затем эмульсию термостатируют при 20оС, делят на 4 равные части и подвергают испытаниям. Эффективную вязкость эмульсии (ηэ) оценивают на приборе "Rheotest-2" при градиенте сдвига 145,8 с-1. Растворимость карбонатной породы в среде эмульсии оценивают путем помещения в 50 см3 эмульсии, залитой в стеклянный стакан, кубиков мрамора с длиной стороны 1 ± 0,1 см определенной массой (m) с периодическим (10 мин) перемешиванием вручную. При этом в первом, втором и третьем составах время реакции составляло 1, 2 и 3 ч соответственно. После истечения этого времени образцы мрамора вынимают, промывают водой, экстрагируют ацетоном, сушат до постоянной массы (m1) и взвешивают.PRI me R. Obtaining a reverse emulsion. To 76 cm 3 (38 vol.%) Of benzene, placed in a glass beaker, 4 cm 3 (2 vol.%) Of phosphol-6 emulsifier is introduced and stirred for 1 min until it is completely dissolved. Then, with intensive stirring on a Voronezh-2 mixer with a shaft rotation speed of 3 × 10 3
Расчет количества прореагировавшего с кислотой мрамора производится по формуле:
M=
M =
Время начала расслоения эмульсии регистрируют, секундомером по визуальному появлению в нижней части стакана следов свободной кислотной фазы. The start time of the separation of the emulsion is recorded by a stopwatch according to the visual appearance in the lower part of the glass of traces of the free acid phase.
Стабильность отработанной обратной эмульсии по отношению к выпадению ионов Fe в виде гидроокиси оценивают визуально после полной нейтрализации избытком мрамора (до прекращения выделения пузырьков СО2). О выпадении ионов железа на образцах мрамора свидетельствует красновато-бурый сплошной налет, который не смывается водой. В стабилизированном отработанном составе образцы чистые.The stability of the spent reverse emulsion with respect to the precipitation of Fe ions in the form of hydroxide is evaluated visually after complete neutralization with excess marble (until the cessation of the release of CO 2 bubbles). The precipitation of iron ions on marble samples is evidenced by a reddish-brown continuous coating, which is not washed off by water. In a stable waste composition, the samples are clean.
Состав и свойства предлагаемой обратной эмульсии приведены в табл. 1 и 2 соответственно. The composition and properties of the proposed reverse emulsion are given in table. 1 and 2, respectively.
Данные табл. 1 и 2 показывают, что предлагаемая обратная эмульсия по сравнению с эмульсией по прототипу, содержащей в своем составе 2 г/дм3 ионов железа, обладает в 3,1-32,3 раза более низкими значениями вязкости. Растворяющая способность предлагаемой эмульсии по отношению к карбонатам за 1-3 ч контакта увеличена в 15,4-100 раз по сравнению с прототипом, а время до полного ее разложения на составляющие фазы сокращено до 90-310 мин вместо более 24 ч для известной эмульсии при полной комплексации 1-5 г/дм3 ионов железа, присутствующих в составе предлагаемой эмульсии после полной ее нейтрализации.The data table. 1 and 2 show that the proposed inverse emulsion in comparison with the emulsion of the prototype, which contains 2 g / dm 3 of iron ions, has 3.1-32.3 times lower viscosity values. The dissolving ability of the proposed emulsion with respect to carbonates for 1-3 hours of contact is increased by 15.4-100 times in comparison with the prototype, and the time until it is completely decomposed into component phases is reduced to 90-310 minutes instead of more than 24 hours for the known emulsion with the complete complexation of 1-5 g / dm 3 iron ions present in the composition of the proposed emulsion after its complete neutralization.
Указанные свойства предлагаемой эмульсии позволяют использовать ее на карбонатных и карбонатных и карбонатосодержащих терригенных пластах с целью удаления неорганических и органических отложений, улучшения коллекторских свойств пласта за счет равномерного расширения диаметра фильтрационных каналов от стенки скважины в глубь пласта без опасности его повторной кольматации осадками железа при приготовлении на основе железосодержащего кислотного раствора. Ускоренное разрушение эмульсии позволяет сразу же после обработки призабойной зоны предлагаемым составом вводить скважины в эксплуатацию без выдержки состава в пласте до расслоения эмульсии. The indicated properties of the proposed emulsion make it possible to use it on carbonate and carbonate and carbonate-bearing terrigenous strata in order to remove inorganic and organic deposits, improve reservoir properties of the stratum by uniformly expanding the diameter of the filtration channels from the borehole wall into the stratum of the reservoir without the risk of it being re-clogged with iron deposits during preparation on based on an iron-containing acid solution. The accelerated destruction of the emulsion allows immediately after treatment of the bottom-hole zone with the proposed composition to put wells into operation without holding the composition in the formation until the emulsion is stratified.
Предлагаемый состав наиболее целесообразно использовать при повторных кислотных обработках призабойной зоны низкотемпературных неоднородных по проницаемости пластов, склонных к кольматации органическими отложениями из состава нефти и засоренных осадками гидроокиси железа. The proposed composition is most appropriate for repeated acid treatments of the bottomhole zone of low-temperature permeability heterogeneous reservoirs, prone to colmatization with organic sediments from oil and clogged with iron hydroxide sediments.
Claims (1)
Смесь моно- и диизононилфенолэтоксифосфорных эфиров с шестью молями окиси этилена 2 - 4
Ароматические углеводороды 26 - 38
Раствор соляной кислоты 20 - 24%-ной концентрации или раствор глинокислоты 60 - 70REVERSE EMULSION FOR THE PROCESSING OF THE BOTTOMFLOUR ZONE of the PLAST, containing an emulsifier based on an ester of alcohol and acid, a hydrocarbon and an acid solution, characterized in that the emulsion as an emulsifier contains a mixture of mono- and diisononophenol ethoxyphosphoric esters with six moles of hydrocarbon ethylene oxide, and as an acid solution - solutions of hydrochloric acid of 20-24% concentration or clay acid in the following ratio of ingredients, vol.%:
A mixture of mono- and diisononylphenolethoxyphosphoric esters with six moles of ethylene oxide 2 - 4
Aromatic hydrocarbons 26 - 38
A solution of hydrochloric acid of 20-24% concentration or a solution of clay acid 60-70
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5057414 RU2019688C1 (en) | 1992-07-31 | 1992-07-31 | Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5057414 RU2019688C1 (en) | 1992-07-31 | 1992-07-31 | Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019688C1 true RU2019688C1 (en) | 1994-09-15 |
Family
ID=21610944
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5057414 RU2019688C1 (en) | 1992-07-31 | 1992-07-31 | Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2019688C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816318C2 (en) * | 2019-03-29 | 2024-03-28 | СНФ Груп | Reverse emulsion for hydraulic fracturing |
-
1992
- 1992-07-31 RU SU5057414 patent/RU2019688C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 861561, МПК E 21B 43/27, 1981. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816318C2 (en) * | 2019-03-29 | 2024-03-28 | СНФ Груп | Reverse emulsion for hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2910436A (en) | Method of treating wells with acid | |
| US3968840A (en) | Controlled rate acidization process | |
| US3819520A (en) | Mixed alcohols in well acidizing | |
| BR112017010332B1 (en) | COMPOSITION, METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND FORMATION, AND USE OF A COMPOUND IN TREATMENT OF UNDERGROUND FORMATION | |
| US3353603A (en) | Treatment of wells | |
| BRPI0400291B1 (en) | Viscous fluid and method for treating an underground zone penetrated by a wellbore, cleaning fluid for removing borehole filter cake from the walls of a wellbore, and method for breaking a borehole filter cake drilling | |
| US3654991A (en) | Fracturing method | |
| US3301328A (en) | Well stimulation | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2019688C1 (en) | Water-in-oil emulsion for treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2255215C1 (en) | Method for processing face-adjacent bed zone | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| RU2545582C1 (en) | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| US2824834A (en) | Acidizing wells | |
| RU2047756C1 (en) | Method for acid treatment of bottom hole area of formation | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| US4174753A (en) | Well stimulation by two-phase flow | |
| RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU1838596C (en) | Inverted emulsion for treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2023874C1 (en) | Method for thermochemical treatment of hole bottom zone |