RU2047757C1 - Composition for treatment of well bottom hole area of formation - Google Patents
Composition for treatment of well bottom hole area of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2047757C1 RU2047757C1 RU93001436A RU93001436A RU2047757C1 RU 2047757 C1 RU2047757 C1 RU 2047757C1 RU 93001436 A RU93001436 A RU 93001436A RU 93001436 A RU93001436 A RU 93001436A RU 2047757 C1 RU2047757 C1 RU 2047757C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- treatment
- formation
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 abstract description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000016507 interphase Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- MWDNZMWVENFVHT-UHFFFAOYSA-L (2-decoxy-2-oxoethyl)-[2-[2-[(2-decoxy-2-oxoethyl)-dimethylazaniumyl]ethylsulfanyl]ethyl]-dimethylazanium;dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].CCCCCCCCCCOC(=O)C[N+](C)(C)CCSCC[N+](C)(C)CC(=O)OCCCCCCCCCC MWDNZMWVENFVHT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002260 anti-inflammatory agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- -1 dichloride bis- (N, N-dimethyl-N-carbodecoxymethyl-N-ethylammonium) Chemical compound 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, и может быть использовано при первичном и вторичном его вскрытии. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for processing the bottom-hole zone of the formation, and can be used for primary and secondary opening.
Известно использование промывочных жидкостей на водной основе, например, глинистого раствора для разбуривания продуктивного пласта с последующим спуском эксплуатационной колонны, разобщением пластов путем цементирования и из перфорацией [1] Недостатком указанных промывочных жидкостей является то, что в процессе вскрытия продуктивного пласта происходит его загрязнение за счет отфильтровывания из промывочной жидкости жидкой фазы (фильтрата), которая проникая в глубь пласта, способствует набуханию находящихся там глинистых частиц, увеличению их объема, что приводит к сужению поровых каналов и уменьшению проницаемости коллектора. Кроме того, фильтрат, взаимодействуя с высокоминерализованной водой, образует водонефтяные эмульсии и нерастворимые соли в виде осадков, что также способствует снижению проницаемости призабойной зоны и отбору нефти из добывающих скважин. It is known to use water-based washing liquids, for example, a clay solution for drilling a reservoir with subsequent lowering of the production string, uncoupling of the layers by cementing and perforation [1] The disadvantage of these washing fluids is that during the opening of the reservoir there is contamination due to filtering out the liquid phase (filtrate) from the washing liquid, which penetrates deep into the reservoir, contributes to the swelling of clay particles there, the increase in their volume, which leads to a narrowing of the pore channels and a decrease in the permeability of the reservoir. In addition, the filtrate, interacting with highly saline water, forms water-oil emulsions and insoluble salts in the form of precipitation, which also helps to reduce the permeability of the bottom-hole zone and the selection of oil from production wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор соляной кислоты и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, об. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a composition for treating the bottom-hole zone containing an aqueous solution of hydrochloric acid and a surfactant in the following ratio of components, vol.
Водный раствор соляной
кислоты (12,5-24,0%-ный) 80-90
Оксиэтилированный изононил-
фенол с 6 М окиси этилена АФ9-6 10-20
Состав позволяет несколько повысить эффективность солянокислотных обработок за счет стабилизации процесса растворения карбонатных пород. Недостатком является то, что эффективность его действия достигается при сравнительно высоком содержании дефицитных, дорогостоящих реагентов.Saline
acids (12.5-24.0%) 80-90
Oxyethylated isononyl-
phenol with 6 M ethylene oxide AF 9 -6 10-20
The composition allows you to slightly increase the efficiency of hydrochloric acid treatments by stabilizing the process of dissolution of carbonate rocks. The disadvantage is that its effectiveness is achieved with a relatively high content of scarce, expensive reagents.
Кроме того, низкая эффективность очистки призайбойной зоны происходит из-за малой глубины проникновения состава, т.к. он обладает высокой реакционной способностью, высокой вязкостью, способностью удерживать во взвешенном состоянии продукты реакции (растворения), которые при накоплении способны высаждаться и дополнительно закупоривать пласт. В результате проявления этих свойств состав не способен эффективно вытеснить фильтрат бурового раствора и сам буровой раствор из пор и трещин продуктивного пласта и гидрофобизировать его поверхность, т.е. создать условия для эффективного притока нефти, и не может быть использован как при первичном, так и при вторичном вскрытии. In addition, the low cleaning efficiency of the near-bottom zone occurs due to the small penetration depth of the composition, because it has a high reactivity, high viscosity, the ability to hold in suspension the reaction products (dissolution), which, when accumulated, are able to precipitate and additionally plug the formation. As a result of the manifestation of these properties, the composition is not able to effectively displace the mud filtrate and the drilling mud itself from the pores and cracks of the reservoir and hydrophobize its surface, i.e. create conditions for an effective influx of oil, and cannot be used in both primary and secondary autopsy.
Целью изобретения является повышение эффективности действия состава за счет снижения его реакционной способности, вязкости и поверхностного натяжения, а также снижение материальных затрата за счет использования недорогостоящих реагентов. The aim of the invention is to increase the efficiency of the composition by reducing its reactivity, viscosity and surface tension, as well as reducing material costs through the use of inexpensive reagents.
Достигается это описываемым составом для обработки призабойной зоны пласта, содержащих кислоту, поверхностно-активное вещество и воду. This is achieved by the described composition for treating the bottom-hole formation zone containing acid, surfactant and water.
Новым является то, что в качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), а в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецок- симетил-N-этиламмония)сульфид (тионий) при следующем соотношении компонентов, мас. What is new is that nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) is used as the acid, and dichloride bis- (N, N-dimethyl-N-carbodecoxymethyl-N-ethylammonium) sulfide (thionium) is used as a surfactant. in the following ratio of components, wt.
Нитрилотриметилфосфоновая
кислота 0,005-0,15
Дихлорид-бис-(N,N-диметил-
N-карбодецоксиметил-N-этилен-
аммония)сульфид 0,1-0,5.Nitrilotrimethylphosphonic
acid 0.005-0.15
Dichloride bis- (N, N-dimethyl-
N-Carbodeoxymethyl-N-Ethylene
ammonium) sulfide 0.1-0.5.
Известно использование тиония в качестве биологически активного вещества противовоспалительного действия, применяемого в ветеринарии, а также в нефтяной промышленности в качестве добавки в цементные растворы с целью улучшения физико-механических свойств, направленных на качество крепления скважин. It is known to use thionium as a biologically active anti-inflammatory substance used in veterinary medicine, as well as in the oil industry as an additive in cement mortars in order to improve physicomechanical properties aimed at the quality of well attachment.
В предлагаемом составе тионий выполняет роль добавки, оказывающей положительное влияние на эффективности очистки призабойной зоны продуктивного пласта, позволяет увеличить дебит добывающих скважин, а также сократить сроки их освоения. In the proposed composition, thionium plays the role of an additive that has a positive effect on the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the productive formation, allows to increase the production rate of production wells, as well as reduce the time for their development.
Из сказанного выше следует, что предлагаемый состав отвечает критерию изобретения "существенные отличия". From the foregoing it follows that the proposed composition meets the criteria of the invention "significant differences".
Предлагаемый состав представляет собой истинный раствор, плотностью 1,01-1,05 кг/м3 и вязкостью 1,1-1,6 мПа с, рН 6,5-5,0.The proposed composition is a true solution, with a density of 1.01-1.05 kg / m 3 and a viscosity of 1.1-1.6 MPa s, pH 6.5-5.0.
Для приготовления составов были использованы следующие материалы:
Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) порошкообразная, белого цвета, растворима в воде. ТУ 6-92-11-71-79; Дихлорид-бис-(N,N-диметил-N-карбод-ецоксиметил-N-этиленаммония)сульфид (тионий) пастообразный, светло-коричневого цвета, растворим в воде. ТУ 88.УССР 192-092-88;
Вода техническая (водопроводная). ГОСТ 4979-49.The following materials were used to prepare the compositions:
Nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) is powdery, white, soluble in water. TU 6-92-11-71-79; Dichloride-bis- (N, N-dimethyl-N-carbodo-eksoxymethyl-N-ethyleneammonium) sulfide (thionium) pasty, light brown, soluble in water. TU 88.USSR 192-092-88;
Technical water (tap). GOST 4979-49.
Приготовление составов вели следующим образом: в техническую воду вводили расчетное количество НТФ и тиония, перемешивали до полного растворения их и добавляли воду до заданного объема. Затем у свежеприготовленных растворов определяли межфазное натяжение ( σ дин/см2) на границе исследуемые растворы нефть сталагмометрическим методом на приборе конструкции УфНИИ. Сталагмометр состоит из микрометрического датчика, с помощью которого выдавливается капля нефти, шприца, где содержится нефть и капилляра, оттянутый, остро заточенный кончик которого помещен в стакан с исследуемым раствором. Капилляр предварительно калибруют и определяют его постоянную (К). Для калибровки используют "чистые" жидкости, например, гексан-дистиллированная вода. Для измерения межфазного натяжения исследуемых растворов использовали нефть Ромашкинского месторождения, плотностью 0,830 кг/м3. Межфазное натяжение определяли по формуле
σ K˙ Vср˙ Δ ρ где σ межфазное натяжение, дин/см2;
К постоянная капилляра, с-2;
Vср. средний объем капли нефти в исследуемом растворе (по 10-ти измерениям) см3;
Δ ρ разность плотностей исследуемого раствора и нефти, кг/м3.The compositions were prepared as follows: the calculated amount of NTF and thionium was introduced into industrial water, mixed until they were completely dissolved, and water was added to a predetermined volume. Then, in freshly prepared solutions, the interfacial tension (σ dyne / cm 2 ) was determined at the boundary of the studied oil solutions by the stalagmometric method on a device of the Ufa Research Institute design. A stalagmometer consists of a micrometer sensor, with which a drop of oil is squeezed out, a syringe containing oil and a capillary, a drawn, sharpened tip of which is placed in a glass with the test solution. The capillary is pre-calibrated and its constant (K) is determined. For calibration, “pure” liquids are used, for example, hexane-distilled water. To measure the interfacial tension of the investigated solutions used oil Romashkinskoye field with a density of 0.830 kg / m 3 . Interfacial tension was determined by the formula
σ K˙ V sr ˙ Δ ρ where σ is the interfacial tension, dyne / cm 2 ;
K is the capillary constant, s -2 ;
V cf. the average volume of a drop of oil in the test solution (in 10 measurements) cm 3 ;
Δ ρ the density difference of the test solution and oil, kg / m 3 .
Нами было испытано 6-ть рецептур предлагаемого состава и одна известного. We have tested 6 formulations of the proposed composition and one known.
В лабораторных условиях были испытаны на эффективность действия также чистые растворы (исходные составляющие), входящие в состав компонентов. In laboratory conditions, pure solutions (initial components) included in the composition of the components were also tested for effectiveness.
Исследования показали, что растворы НТФ обладают только разрушающим действием, а растворы тиония только гидрофобизирующим, смачивающим действием. Однако совместное присутствие их в составе оказывает синергетический эффект, при котором происходит одновременно смачивание, гидрофобизация и разрушение связей глинистых частиц, что способствует достижению поставленной цели. Studies have shown that NTF solutions have only a destructive effect, and thionium solutions only have a hydrophobic, wetting effect. However, their joint presence in the composition has a synergistic effect, in which simultaneously wetting, hydrophobization and destruction of clay particles bonds occurs, which helps to achieve this goal.
Результаты испытаний приведены в таблице. The test results are shown in the table.
Из результатов, приведенных в таблице следует, что содержание тиония в количестве 0,1 мас. является нижним (состав 6), а 0,5 мас. верхним пределами (состав 9), позволяющим обеспечить достижение наиболее высоких положительных результатов с точки зрения поставленной цели. Дальнейшее увеличение содержания тиония нецелесообразно, так как величина межфазного натяжения существенно не изменяется, а количественное содержание является оптимальным, соответствует минимальным расходам (по сравнению с прототипом) по стоимости, является маловязким, что способствует более глубокому проникновению в глубь пласта и эффективному вытеснению из пор и трещин фильтрата бурового раствора и самого бурового раствора, эффективно очищает призабойную зону, а также вызывает дополнительный приток нефти. From the results given in the table it follows that the content of thionium in an amount of 0.1 wt. is lower (composition 6), and 0.5 wt. upper limits (composition 9), allowing to achieve the highest positive results in terms of the goal. A further increase in the thionium content is impractical, since the magnitude of the interfacial tension does not change significantly, and the quantitative content is optimal, corresponds to the minimum cost (compared with the prototype) in cost, is low viscosity, which contributes to deeper penetration into the depth of the reservoir and effective displacement from the pores and cracks in the filtrate of the drilling fluid and the drilling fluid itself, effectively cleans the bottomhole zone, and also causes an additional influx of oil.
Claims (1)
Дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид 0,1 0,5
Вода ОстальноеNitrilotrimethylphosphonic acid 0.005 0.15
Dichloride bis- (N, N-dimethyl-N-carbodecoxymethyl-N-ethyleneammonium) sulfide 0.1 0.5
Water Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (en) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Composition for treatment of well bottom hole area of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (en) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Composition for treatment of well bottom hole area of formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93001436A RU93001436A (en) | 1995-10-10 |
| RU2047757C1 true RU2047757C1 (en) | 1995-11-10 |
Family
ID=20135443
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (en) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Composition for treatment of well bottom hole area of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2047757C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559267C1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2890374A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Basf Se | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks |
-
1993
- 1993-01-11 RU RU93001436A patent/RU2047757C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1770556, кл. E 21B 43/27, 1992. * |
| Середа Н.Г. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, ,1974, с.355, 363-364. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559267C1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| RU2047757C1 (en) | Composition for treatment of well bottom hole area of formation | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2677525C1 (en) | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2312880C1 (en) | Stabilizer for collector properties of oil formation | |
| RU2308475C1 (en) | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) | |
| RU2506298C1 (en) | Producing layer filtration property modifier | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| SU1740628A1 (en) | Water-based spacer fluid | |
| US10626323B2 (en) | Double emulsified acids and methods for producing and using the same | |
| US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2213216C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2013529C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole region | |
| RU2153579C2 (en) | Composition for treating bottomhole formation zone | |
| RU2153576C1 (en) | Reverse emulsion for treating oil strata | |
| RU2291959C1 (en) | Method for processing face zone of oil pool | |
| RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds |