RU2824107C1 - Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта - Google Patents
Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2824107C1 RU2824107C1 RU2024104908A RU2024104908A RU2824107C1 RU 2824107 C1 RU2824107 C1 RU 2824107C1 RU 2024104908 A RU2024104908 A RU 2024104908A RU 2024104908 A RU2024104908 A RU 2024104908A RU 2824107 C1 RU2824107 C1 RU 2824107C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- acid
- formation
- grade
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 120
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 58
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000003599 detergent Substances 0.000 claims abstract description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000005456 alcohol based solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000007524 organic acids Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 14
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 11
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 9
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 8
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 6
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 3
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 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
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 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
- 101000708425 Homo sapiens Syntaphilin Proteins 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 102100032836 Syntaphilin Human genes 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в прискважинной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также может быть использовано в качестве технологической жидкости при перфорации и гидроразрыве пластов. Технический результат - снижение растворимости карбонатных пород пласта, скорости коррозии нефтепромыслового оборудования, поверхностного межфазного натяжения на границе «порода-флюид», снижение значения угла смачивания составом обрабатываемой породы, расширение диапазона изменения скорости реакции состава. Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта содержит, об.%: стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В - композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе 1,5; деэмульгатор водорастворимый 1,5; моющий поверхностно-активный агент ССА 05-23 или ТН-МС-2 - композицию из анионо- и неионогенных поверхностно-активных веществ ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте 1,5; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С - смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе 2,0; водный раствор синтетической соляной кислоты 12%-ной концентрации 50,0; пресную техническую воду - остальное. В качестве деэмульгатора водорастворимого заявленный состав содержит ТНХС-ДЭ марки 408К - смесь полиэфиров, четвертичных аммониевых солей, оксиалкилированных аминов в органических растворителях или ТН-ДЭ-10 марки А - смесь ПАВ в комбинации ароматического и водно-спиртового растворителей. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки карбонатных пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в прискважинной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также может быть использовано в качестве технологической жидкости при перфорации и гидроразрыве пластов.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), 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 |
(патент RU № 2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.94).
Известный состав обладает в 13,7-32,7 раз 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, учитывая очень большое содержание 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. Не учитывается негативный процесс возможности образования в пласте закупоривающих поры эмульсий прямого и обратного типов.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007). 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.
Недостатками данного состава являются:
1. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, как следствие, дисперсный гидроксид железа выпадает в поровом 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 обладает высокой стоимостью 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 данным составе, не придают составу достаточную эффективность полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении. Для увеличения 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. Состав эффективен только в поровых карбонатных коллекторах, в остальных типах коллекторов он неприменим из-за низких величин вязкости, не обладает замедленной скоростью реакции.
Наиболее близким аналогом является кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта, содержащий стабилизатор железа - ТН-СЖКС, деэмульгатор водорастворимый - ТН-ДЭКС, поверхностно-активное вещество - ТН-МС-2, ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор синтетической 30-36%-ной концентрации соляной кислоты, изопропиловый спирт при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
| ТН-СЖКС | 0,5-1,0 |
| ТН-ДЭКС | 1-3 |
| ТН-МС-2 | 0,2-0,3 |
| ТН-ИККС | 0,5-1,0 |
| Изопропиловый спирт (ИПС) | 1-2 |
| водный раствор синтетической | |
| соляной кислоты 30-36%-ной концентрации | остальное |
(патент RU №2679029, МПК С09К 8/74, опубл. 05.02.2019).
Состав обладает высокой степенью нейтрализации ионов трехвалентного железа, высокой фильтрационной способностью каналов карбонатного пласта, низкой степенью образования высоковязких кольматирующих смесей и эмульсий при контакте состава с нативной нефтью, высокой эффективностью удаления продуктов реакции из карбонатного пласта при освоении.
Недостатками состава являются:
1. Высокие значения растворимости карбонатных пород пласта, что препятствует созданию дополнительных поровых каналов в пласте и ограничивает область его применения, а превышение исходной концентрации соляной кислоты 30-36% резко уменьшает скорость реакции с карбонатами из-за уменьшения диссоциации и повышения в растворе концентрации хлористого кальция (по мере нейтрализации кислоты), т. е. так называемого влияния общего иона.
2. Высокие значения скорости растворения стали, что приведет к быстрому изнашиванию и разрушению в процессе эксплуатации нефтепромыслового оборудования.
3. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки, как следствие, конечная эффективность обработки снижается. Известный состав недостаточно эффективно удаляет продукты реакции из пласта при освоении. Для увеличения 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. Узкий диапазон изменения скорости реакции, не обладает замедленной скоростью реакции состава, что ограничивает область его применения в остальных типах коллекторов кроме поровых, а также при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) или перфорации.
5. Высокие значения угла смачивания, что затрудняет взаимодействие частиц поверхности обрабатываемой породы с кислотным составом.
Техническим результатом изобретения является создание многоцелевого кислотного состава для кислотной обработки прискважинной зоны пласта с улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами за счет снижения растворимости карбонатных пород пласта, снижения скорости коррозии нефтепромыслового оборудования, снижения поверхностного межфазного натяжения на границе «порода-флюид», расширения диапазона изменения скорости реакции состава, снижения значения угла смачивания составом обрабатываемой породы.
Технический результат достигается кислотным составом для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта, содержащим стабилизатор железа - ТН-СЖКС, деэмульгатор водорастворимый, моющий поверхностно-активный агент, ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор синтетической соляной кислоты.
Новым является то, что содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 12 %-ной концентрации, стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В - композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе, ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С - смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе, в качестве моющего поверхностно-активного агента ССА 05-23 или ТН-МС-2 - композицию из анионо- и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте, в качестве деэмульгатора водорастворимого ТНХС-ДЭ марки 408К - смесь полиэфиров, четвертичных аммониевых солей, оксиалкилированных аминов в органических растворителях или ТН-ДЭ-10 марки А - смесь поверхностно-активных веществ в комбинации ароматического и водно-спиртового растворителей и дополнительно пресную техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
| стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В | 1,5 |
| указанный деэмульгатор водорастворимый | 1,5 |
| моющий поверхностно-активный агент ССА 05-23 или ТН-МС-2 | 1,5 |
| ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С | 2,0 |
| водный раствор синтетической соляной кислоты 12%-ной концентрации | 50,0 |
| пресная техническая вода | остальное |
Существенными признаками предлагаемого модифицированного кислотного состава являются смеси (композиции), включающие химические ингредиенты:
- ТН-СЖКС марки В (ТУ 20.59.42-026-13004554-2017) в качестве стабилизатора выпадения железосодержащих осадков в пласте,
- ТНХС-ДЭ марки 408К (ТУ 2458-006-83459339-2014 с изм. 1, РПБ №83459339.20.45616.В) в качестве деэмульгатора водорастворимого,
- ТН-ДЭ-10 марки А (ТУ 20.59.42-018-13004554-2019) в качестве деэмульгатора водорастворимого,
- Моющий агент ССА 05-23 (ТУ 20.59.59-032-83459339-2023) в качестве ПАВ,
- ТН-МС-2 (ТУ 20.59.42-005-13004554-2017, РПБ № 91222887.24.43900) в качестве ПАВ,
- Ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С (ТУ 20.59.59-001-13004554-2018 с изм. 1) в сочетании с синтетической соляной кислотой 12 %-ной концентрации,
- Пресная техническая вода.
Для приготовления модифицированного кислотного состава используют ингредиенты:
- Реагент ТН-СЖКС марки В - представляет собой сложную композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе. По внешнему виду ТН-СЖКС марки В - однородная жидкость от желтого до темно-коричневого, допускается опалесценция, с плотностью при 20°С не менее 1010 кг/м3. 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+, (выпускается по ТУ 20.59.42-026-13004554-2017);
- Реагент ТНХС-ДЭ марки 408К - деэмульгатор водорастворимый, представляет собой смесь полиэфиров, четвертичных аммониевых солей, оксиалкилированных аминов в органических растворителях, по внешнему виду - однородная прозрачная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция, с массовой долей нелетучих компонентов не менее 45-55 %, кинематической вязкостью при 20°С не более 35 сСт, плотностью при 20°С не более 940 кг/м3. Предназначен для применения в качестве добавки к кислотному составу в целях предотвращения образования эмульсии при кислотных обработках, и выпускается по ТУ 2458-006-83459339-2014 с изм. 1;
- Реагент ТН-ДЭ-10 марки А - деэмульгатор, представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в комбинации ароматического и водно-спиртового растворителей, по внешнему виду - однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета, допускается опалесценция, с массовой долей сухого остатка в пределах 40-55%, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с, плотностью при 20°С не более 960 кг/м3, температурой застывания не выше минус 40°С. Предназначен для применения в качестве добавки к кислотному составу в целях предотвращения образования эмульсии при кислотных обработках, и выпускается по ТУ 20.59.42-018-13004554-2019;
- Реагент ССА 05-23 - представляет собой моющий агент ПАВ. По внешнему виду реагент ССА 05-23 является однородной жидкостью от бесцветного до коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах от 850 кг/м3 до 1100 кг/м3, температурой застывания не выше -30°С, массовой долей нелетучих веществ не менее 24% и выпускается по ТУ 20.59.59-032-83459339-2023;
- Реагент ТН-МС-2 - представляет собой моющий агент ПАВ, 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 поверхностно-активных веществ 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 и выпускается по ТУ 20.59.42-005-13004554-2017;
- Реагент ТН-ИККС марки С - представляет собой ингибитор коррозии, композиционную смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду ТН-ИККС марки С 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 коррозии ТН-ИККС марки С применяется в качестве присадки к соляной кислоте и соляно-кислотным составам в целях снижения их коррозионной агрессивности по отношению к стали, и выпускается по ТУ 20.59.59-001-13004554-2018 с имз. 1;
- соляная синтетическая кислота получается синтезом 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%;
- пресная техническая вода плотностью при 20°С не более 1000 кг/м3.
Увеличение диапазона перечня регулируемых технологических параметров, эффективности физико-химических свойств и многоцелевого применения нового модифицированного кислотного состава для кислотной обработки прискважинной зоны пласта достигается введением в качестве основного компонента водного раствора синтетической соляной кислоты 12%-ной концентрации и нового набора ингредиентов при предлагаемом их соотношении.
Предлагаемый качественный и количественный состав компонентов кислотного состава для обработки прискважинной зоны карбонатных пластов обеспечивает возможность снижения растворимости карбонатных пород пласта в 3,6-5,6 раза по сравнению с наиболее близким аналогом, что обеспечивает создание дополнительных поровых каналов в карбонатном пласте для увеличения площади охвата пласта воздействием кислотного состава; обеспечивает возможность снижения скорости коррозии нефтепромыслового оборудования в 2,2-2,7 раза, что увеличивает срок эксплуатации скважинного оборудования; обеспечивает возможность снижения поверхностного межфазного натяжения на границе «порода-флюид» за счет усиления эффекта адсорбирования на поверхности породы изменяя смачиваемость поверхности породы, обеспечения полного удаления мелкодисперсных частиц и продуктов реакции из пласта при промывке и освоении скважин после обработки; обеспечивает расширение области применения состава с карбонатами в поровых и трещинных коллекторах за счет расширения диапазона скорости замедления реакции; обеспечивает возможность снижения значения угла смачивания составом обрабатываемой породы в 1,98-2,7 раза, что повышает возможность взаимодействия частиц поверхности обрабатываемой породы с кислотным составом.
Именно этот комплекс физико-химических свойств состава, достигаемый в новой предлагаемой качественной и количественной комбинации ингредиентов, обеспечивает заданный технический результат, выражающийся в достижении лучших количественных показателей в результативности химической обработки элементов пласта-коллектора (см. табл. 2). А также обеспечивает экономический эффект за счет и снижения затрат на приготовление и применение заявляемого состава. Последнее достигается целенаправленным применением относительно дешевых и эффективных ингредиентов, выпускаемых собственными химическими предприятиями ПАО «Татнефть».
Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатных пластов в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают синтетическую соляную кислоту 12%-ной концентрации в объеме 500 см3 (50,0 об. %), затем вводят пресную воду в объеме 435 см3 (43,5 об. %). Перемешивают в течение 10 мин. В полученный раствор при перемешивании добавляют ингредиенты: моющий агент ССА 05-23 или ТН-МС-2 - 15 см3 (1,5 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТНХС-ДЭ марки 408К или ТН-ДЭ-10 марки А - 15 см3 (1,5 об. %), стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В - 15 см3 (1,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С - 20 см3 (2,0 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 5 мин до получения однородного модифицированного кислотного состава для обработки ПЗП. Полученный модифицированный кислотный состав подвергали испытаниям, замеряли физико-химические параметры.
Растворимость модифицированного кислотного 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. Растворимость образца карбонатного керна в 100 мл КС определяют как соотношение разности между исходной и конечной массой образца керна к исходной массе образца керна в процентах по формуле (1):
, % (1)
где: mисх - исходная масса кубика образца керна, г;
mост - масса остатка кубика образца керна за вычетом массы
фильтра, г.
Скорость растворения стали марки Ст.3 модифицированным кислотным составом оценивали гравиметрическим методом, основанным на изменении массы стальных пластин после 24-часового выдерживания в анализируемом модифицированном кислотном составе в специальном приборе для определения скорости растворения стали. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения образца стали марки Ст.3.
Объем осадка гидроксида железа в модифицированном кислотном составе по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав хлорного железа и по замеру объёма или визуализации выпавшего в осадок гидроксида железа при ситовом анализе.
По величине межфазного натяжения на границе «кислотный состав-нефть» оценивали проникающую способность модифицированного кислотного состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта и его поверхностную активность.
Скорость замедления реакции модифицированного кислотного состава по сравнению с соляной кислотой 30%-ной концентрации оценивали массовым методом, при котором рассчитывается средняя скорость реакции на протяжении всего эксперимента, результаты сравниваются и отличие должно быть не менее двух, т.е. соотношение средней скорости растворения модифицированного кислотного состава и соляной кислоты 30%-ной концентрации должна быть не менее двух.
Угол смачивания модифицированного кислотного состава определялся с помощью оптического анализатора контактного угла смачивания DataPhysics OCA 15, при котором обеспечивалось получение количественной характеристики процесса смачивания, его величина определяла межмолекулярное (атомное, ионное) взаимодействие частиц поверхности образца керна/мрамора с модифицированным кислотным составом.
Рецептуры модифицированного кислотного состава и свойства предлагаемого и известного по наиболее близкому аналогу составов приведены в табл. 1 и 2.
Таблица 1 - Рецептуры модифицированных кислотных составов для кислотной обработки ПЗП
| № со-става | Ингибитор коррозии | Стабилизатор железа | Деэмульгатор водорастворимый | ПАВ | Синтетическая соляная кислота | Пресная вода | |||||||
| Вид | Об. % | Вид | Об. % | Вид | Об. % | Вид | Об. % | Концентрация, % | Об. % | Об. % | |||
| Модифицированный кислотный состав для кислотной обработки ПЗП | |||||||||||||
| 1 | ТН-ИККС м. С | 2,0 | ТН-СЖКС м. В | 1,5 | ТНХС-ДЭ 408К | 1,5 | Моющий агент ССА 05-23 |
1,5 | 12,0 | 50,0 | 43,5 | ||
| 2 | ТН-ИККС м. С | 2,0 | ТН-СЖКС м. В | 1,5 | ТН-ДЭ-10 м. А | 1,5 | ТН-МС-2 | 1,5 | 12,0 | 50,0 | 43,5 | ||
| 3 | ТН-ИККС м. С | 2,0 | ТН-СЖКС м. В | 1,5 | ТН-ДЭ-10 м. А | 1,5 | Моющий агент ССА 05-23 |
1,5 | 12,0 | 50,0 | 43,5 | ||
| 4 | ТН-ИККС м. С | 2,0 | ТН-СЖКС м. В | 1,5 | ТНХС-ДЭ 408К | 1,5 | ТН-МС-2 | 1,5 | 12,0 | 50,0 | 43,5 | ||
| Состав по наиболее близкому аналогу, об.% | |||||||||||||
| 1 | ТН-ИККС | 1,0 | ТН-СЖКС | 0,5 | ТН-ДЭКС | 1,0 | ТН-МС-2 | 0,2 | 30 | 96,3 | Вода - |
ИПС 1,0 |
|
| 2 | ТН-ИККС | 0,5 | ТН-СЖКС | 0,5 | ТН-ДЭКС | 3,0 | ТН-МС-2 | 0,2 | 36 | 94,8 | - | 1,0 | |
| 3 | ТН-ИККС | 1,0 | ТН-СЖКС | 1,0 | ТН-ДЭКС | 2,0 | ТН-МС-2 | 0,35 | 30 | 94,85 | - | 1,0 | |
| 4 | ТН-ИККС | 1,0 | ТН-СЖКС | 1,0 | ТН-ДЭКС | 2,0 | ТН-МС-2 | 0,32 | 30 | 94,68 | - | 1,0 | |
| Состав по аналогу | |||||||||||||
| № сос-тава | Спирты водорастворимые | Уксусная кислота 80 %-ной концентрации | Деэмульгатор водорастворимый | Водорастворимое ПАВ | Лигносульфонаты технические жидкие | Водный раствор соляной кислоты | |||||||
| Вид | Об. % | Об. % | Вид | Об. % | Вид | Об. % | Об. % | Концентра-ция, % | Об. % | ||||
| 5 | КОБС | 4,0 | 3,5 | РИФ | 3,0 | АФ9-12 | 1,0 | 0,5 | 20,0 | 88,0 | |||
| 6 | ИПС | 4,0 | 3,0 | СНПХ | 2,0 | МЛ-81 Б | 1,5 | 1,0 | 21,0 | 88,5 | |||
| 7 | КОБС | 5,0 | 4,0 | Реапон | 4,0 | ФЛЭК | 0,5 | 0,8 | 28,0 | 85,7 | |||
| 8 | ИПС | 3,0 | 5,0 | ДИН | 2,5 | МЛ-81 Б | 1,5 | 0,5 | 22,0 | 87,5 | |||
Таблица 2 - Данные о свойствах предлагаемого и известного по наиболее близкому аналогу составов
| № опыта из табл. 1 |
Свойства и параметры модифицированного кислотного состава | ||||||
| Растворимость 10 г образца карбонатного керна в 100 мл КС, % | Скорость растворения стали марки Ст.3, кг/м2⋅ч |
Объем осадка гидроксида железа, см3 |
Межфазное натяжение состав/ нефть, мН/м |
Скорость замедления реакции по сравнению с 30% HCL, раз | Угол смачивания, ° | Область применения технологии обработки прискважинной зоны (ОПЗ) |
|
| 1 | 23,46 | 0,20 | отсутствует | 0,05 | 8,08 | 14,57 | Глубокие СКО карбонатов, ГРП, перфорация. |
| 2 | 25,70 | 0,22 | отсутствует | 0,05 | 7,78 | 15,95 | |
| 3 | 17,31 | 0,20 | отсутствует | 0,04 | 11,56 | 13,83 | |
| 4 | 24,86 | 0,21 | отсутствует | 0,05 | 7,86 | 16,14 | |
| Известный состав по наиболее близкому аналогу | |||||||
| 1 | 94, 07 | 0,493 | отсутствует | 0,08 | 1,00 | 32,03 | СКО карбонатов |
| 2 | 99,99 | 0,557 | отсутствует | 0,06 | 0,86 | 37,39 | |
| 3 | 96,23 | 0,512 | следы | 0,09 | 1,00 | 33,01 | |
| 4 | 94,85 | 0,503 | отсутствует | 0,1 | 1,00 | 32,17 | |
| Известный состав по аналогу | |||||||
| 5 | 69,95 | 0,98 | 0,2 | 1,92 | 1,65 | 29,62 | Глубокие СКО карбонатов. |
| 6 | 72,48 | 1,42 | 0,1 | 1,97 | 1,54 | 29,15 | |
Приведенные данные в табл. 1 и 2 подтвердают, что предлагаемый кислотный состав по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу обладает высокими значениями исследованных физико-химических параметров. Предлагаемый модифицированный кислотный состав обладает пониженными значениями растворимости образца карбонатного керна (17,31-25,7%), в то время как у состава по наиболее близкому аналогу они гораздо выше (94,07-99,99%), что препятствует созданию дополнительных поровых каналов в пласте; обладает пониженными значениями скорости растворения стали марки Ст. 3 (0,2-0,22 кг/м2⋅ч), в то время как у состава по наиболее близкому аналогу они выше (0,493-0,557 кг/м2⋅ч), что может привести к возникновению серьезной коррозии во внутрискважинном оборудовании; не образует осадков гидроксида железа, а состав по наиболее близкому аналогу в небольшом объёме образует, но и его достаточно для закупорки поровых каналов пласта; качественно новым является степень снижения межфазного натяжения предлагаемого модифицированного кислотного состава на границе с нефтью, так изменение этого важного параметра составляет 0,04-0,05 мН/м, в то время как у состава по наиболее близкому аналогу он выше (0,06-0,1 мН/м), что может привести к образованию блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью; обладает повышенными значениями скорости замедления реакции (7,78-11,56 раз), в то время как у состава по наиболее близкому аналогу они гораздо ниже (0,86-1,0 раз), что существенно снижает возможность образования дополнительных поровых каналов в пласте; обладает пониженными значениями угла смачивания (13,83-16,14°), в то время как у состава по наиболее близкому аналогу они гораздо выше (32,03-37,39°), так как от характера смачиваемости зависят фазовые поведения пластовых флюидов и вытесняющих агентов в пористых средах, определяющие конечную нефтеотдачу, то применение составов с повышенными значениями угла смачивания может привести к его необратимым повреждениям и осложнению разработки.
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов модифицированного кислотного состава в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в модифицированном кислотном составе снижается технологичность, или это не целесообразно в виду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в модифицированном кислотном составе ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.
За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, скорости замедления реакции, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача - создан универсальный, многоцелевой модифицированный кислотный состав с улучшенными технологическими свойствами. Кислотный состав может применяться в известных технологических операциях по кислотной стимуляции продуктивности скважин и пластов, при перфорации и гидроразрыве пласта. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемого модифицированного кислотного состава для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей в карбонатных пластах-коллекторах. Предлагаемое изобретение при широком внедрении позволит увеличить объём добычи углеводородов, комплексировать операции во времени, экономить материальные и трудовые ресурсы.
Claims (2)
- Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта, содержащий стабилизатор железа ТН-СЖКС, деэмульгатор водорастворимый, моющий поверхностно-активный агент, ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор синтетической соляной кислоты, отличающийся тем, что содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 12%-ной концентрации, стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В - композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе, ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С - смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе, в качестве моющего поверхностно-активного агента ССА 05-23 или ТН-МС-2 - композицию из анионо- и неионогенных поверхностно-активных веществ ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте, в качестве деэмульгатора водорастворимого ТНХС-ДЭ марки 408К - смесь полиэфиров, четвертичных аммониевых солей, оксиалкилированных аминов в органических растворителях или ТН-ДЭ-10 марки А - смесь ПАВ в комбинации ароматического и водно-спиртового растворителей и дополнительно пресную техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
-
стабилизатор железа ТН-СЖКС марки В 1,5 указанный деэмульгатор водорастворимый 1,5 моющий поверхностно-активный агент ССА 05-23 или ТН-МС-2 1,5 ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС марки С 2,0 водный раствор синтетической соляной кислоты 12%-ной концентрации 50,0 пресная техническая вода остальное
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2824107C1 true RU2824107C1 (ru) | 2024-08-06 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001083639A2 (en) * | 2000-05-03 | 2001-11-08 | Sofitech N.V. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2308475C1 (ru) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| RU2659440C1 (ru) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2659918C1 (ru) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2679029C1 (ru) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001083639A2 (en) * | 2000-05-03 | 2001-11-08 | Sofitech N.V. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2308475C1 (ru) * | 2006-02-10 | 2007-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| RU2659440C1 (ru) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2659918C1 (ru) * | 2017-08-03 | 2018-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2679029C1 (ru) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1438481B8 (en) | Treating composition | |
| RU2627787C2 (ru) | Способ и жидкость для улучшения проницаемости пластов песчаника с помощью хелатирующего агента | |
| RU2582605C2 (ru) | Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента | |
| RU2618789C2 (ru) | Специальная жидкость для обработки карбонатных пластов, содержащая хелатообразующий агент | |
| US6192987B1 (en) | Metal corrosion inhibitors, inhibited acid compositions and methods | |
| EP2718391A1 (en) | Treatment of shale formations using a chelating agent | |
| AU2011343383A1 (en) | Process to control iron in oil and gas applications using a chelating agent | |
| EA004545B1 (ru) | Жидкости для обработки скважин, включающие смешанные альдегиды | |
| Alhamad et al. | Organic acids for stimulation purposes: A review | |
| CA2091541C (en) | Anionic compositions for sludge prevention and control during acid stimulation of hydrocarbon wells | |
| RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
| CN110511735B (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| RU2829685C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора и способ обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| Mahmoud | Reaction of chelating agents and catalyst with sandstone minerals during matrix acid treatment | |
| Nuriev | Development of oil recovery stimulation technology for carbonate reservoirs using chlorine-free acid systems | |
| Chen et al. | Enhanced Scale Inhibitor Squeeze Treatment with a Newly Developed Chemical Additive |