RU2047757C1 - Состав для обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Состав для обработки призабойной зоны пласта 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
Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит следующие компоненты, мас. нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,05-0,15, дихлорид-бис-(n,n-диметил-n-карбодецоксиметил-n-этиленаммония) сульфид 0,1-0,5, вода остальное. Данный состав позволяет понизить межфазное натяжение на границе с нефтью. 1 табл.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Достигается это описываемым составом для обработки призабойной зоны пласта, содержащих кислоту, поверхностно-активное вещество и воду.
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.
Нитрилотриметилфосфоновая
кислота 0,005-0,15
Дихлорид-бис-(N,N-диметил-
N-карбодецоксиметил-N-этилен-
аммония)сульфид 0,1-0,5.
кислота 0,005-0,15
Дихлорид-бис-(N,N-диметил-
N-карбодецоксиметил-N-этилен-
аммония)сульфид 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.
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.
Из сказанного выше следует, что предлагаемый состав отвечает критерию изобретения "существенные отличия".
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.
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.
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.
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.
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.
Нами было испытано 6-ть рецептур предлагаемого состава и одна известного.
В лабораторных условиях были испытаны на эффективность действия также чистые растворы (исходные составляющие), входящие в состав компонентов.
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.
Результаты испытаний приведены в таблице.
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.
Claims (1)
- СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, содержащий кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид при следующем соотношении компонентов, мас.Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,005 0,15
Дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид 0,1 0,5
Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (ru) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (ru) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93001436A RU93001436A (ru) | 1995-10-10 |
| RU2047757C1 true RU2047757C1 (ru) | 1995-11-10 |
Family
ID=20135443
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93001436A RU2047757C1 (ru) | 1993-01-11 | 1993-01-11 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2047757C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559267C1 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014118084A1 (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/ru 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 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
| RU2047757C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
| RU2525399C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2312880C1 (ru) | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта | |
| RU2308475C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2506298C1 (ru) | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта | |
| EP1391580A2 (en) | Removal of water-based drilling fluids from downhole surfaces | |
| RU2168531C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| SU1740628A1 (ru) | Буферна жидкость на водной основе | |
| 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 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2013529C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2153579C2 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
| RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |