RU2186963C2 - Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation - Google Patents
Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2186963C2 RU2186963C2 RU2000127686A RU2000127686A RU2186963C2 RU 2186963 C2 RU2186963 C2 RU 2186963C2 RU 2000127686 A RU2000127686 A RU 2000127686A RU 2000127686 A RU2000127686 A RU 2000127686A RU 2186963 C2 RU2186963 C2 RU 2186963C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- formation
- oil
- terrigenous
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 34
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 13
- 235000010338 boric acid Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 125000005619 boric acid group Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 10
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 5
- ZDGGJQMSELMHLK-UHFFFAOYSA-N m-Trifluoromethylhippuric acid Chemical compound OC(=O)CNC(=O)C1=CC=CC(C(F)(F)F)=C1 ZDGGJQMSELMHLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 16
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 12
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 3
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки ПЗП терригенных коллекторов пласта при пластовых температурах от 20 до 100oС.The invention relates to the field of the oil industry, in particular to compositions for acidizing the bottom-hole zone of a terrigenous formation, and can be used in the process of stimulating oil flow and well development by acidizing the bottomhole formation zone of terrigenous reservoirs at formation temperatures from 20 to 100 o C.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащий 8-10% соляной кислоты и 3-5% фтористоводородной кислоты (см., например, Г. З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с.32-33). Указанный состав способен повышать проницаемость призабойной зоны пласта за счет растворения терригенных пород. A known composition for the acid treatment of the bottomhole zone of the terrigenous reservoir, containing 8-10% hydrochloric acid and 3-5% hydrofluoric acid (see, for example, G.Z. Ibragimov, K.S. Fazlutdinov, N.I. Khisamutdinov. Use of chemical reagents for the intensification of oil production. - M .: Nedra, 1991, p.32-33). The specified composition is able to increase the permeability of the bottomhole formation zone due to the dissolution of terrigenous rocks.
Недостатками указанного известного состава являются:
- образование стойких нефтекислотных эмульсий, способных постепенно увеличивать вязкость вплоть до потери текучести;
- выпадение труднорастворимых осадков при контакте кислот с минерализованными пластовыми водами и карбонатной составляющей терригенного пласта;
- высокая скорость реакции глинокислоты с терригенной породой;
- высокое межфазное поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью.The disadvantages of this known composition are:
- the formation of persistent oil-acid emulsions that can gradually increase the viscosity up to the loss of fluidity;
- precipitation of sparingly soluble precipitates upon contact of acids with mineralized formation waters and the carbonate component of the terrigenous layer;
- high reaction rate of clay with terrigenous rock;
- high interfacial surface tension at the interface with oil.
За счет указанных недостатков снижается проникающая способность известного состава в пласт, что приводит к снижению успешности кислотных обработок. Due to these shortcomings, the penetrating ability of the known composition into the formation is reduced, which leads to a decrease in the success of acid treatments.
Также известен состав на основе борфтористоводородной кислоты с добавкой карбоксилсодержащего комплексона для обработки призабойной зоны терригенного пласта (см. Патент РФ 2103496, кл. Е 21 В 43/27, от 1994). Also known is a composition based on hydrofluoric acid with the addition of a carboxyl-containing complexon for treating the bottom-hole zone of a terrigenous formation (see RF Patent 2103496, class E 21 B 43/27, 1994).
Однако указанный известный состав в промысловых условиях тоже способен образовывать стойкие нефтекислотные эмульсии, что приводит к снижению проницаемости нефтесодержащего пласта. Кроме того, этот известный состав не обеспечивает достаточное снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, что также приводит к снижению его проникающей способности в глубь пласта. However, the specified known composition in field conditions is also capable of forming persistent oil acid emulsions, which leads to a decrease in the permeability of the oil-containing formation. In addition, this known composition does not provide a sufficient decrease in interfacial surface tension at the interface with oil, which also leads to a decrease in its penetrating ability deep into the reservoir.
Вместе с тем технология обработки указанным известным составом предусматривает вторую стадию, включающую обязательную последующую закачку раствора глинокислоты, что приводит к увеличению времени обработки и расхода реагентов. However, the processing technology specified by the known composition provides for the second stage, which includes the mandatory subsequent injection of the clay solution, which leads to an increase in processing time and consumption of reagents.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащий соляную кислоту, фторсодержащую добавку - фтористоводородную кислоту, ПАВ - Катапин КИ-1 и воду (см., например, Патент РФ 2117149, кл. Е 21 В 43/27 от 1995). Closest to the proposed technical solution according to the technical essence is a composition for acid treatment of the bottomhole zone of the terrigenous formation, containing hydrochloric acid, a fluorine-containing additive - hydrofluoric acid, a surfactant - Katapin KI-1 and water (see, for example, RF Patent 2117149, class E 21 B 43/27 of 1995).
Однако указанный известный состав в промысловых условиях способен образовывать стойкие нефтекислотные эмульсии, что приводит к снижению проницаемости нефтесодержащего пласта. However, the specified known composition in the field is able to form persistent oil acid emulsions, which leads to a decrease in the permeability of the oil-containing formation.
Кроме того, этот известный состав не обеспечивает достаточное снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, что также приводит к снижению его проникающей способности в пласт. In addition, this known composition does not provide a sufficient decrease in interfacial surface tension at the interface with oil, which also leads to a decrease in its penetrating ability in the reservoir.
При контакте указанного известного состава с минерализованными пластовыми водами и карбонатной составляющей терригенного пласта возможно выпадение труднорастворимых осадков. When contacting the specified known composition with mineralized formation water and the carbonate component of the terrigenous formation, precipitation of hardly soluble precipitation is possible.
Скорость реакции известного состава с терригенной породой также остается достаточно высокой, что приводит к снижению успешности кислотных обработок. The reaction rate of the known composition with terrigenous rock also remains quite high, which leads to a decrease in the success of acid treatments.
Предлагаемое изобретение решает техническую задачу повышения проникающей способности состава в нефтенасыщенную часть пласта как при нормальных, так и при повышенных температурах за счет снижения межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, исключения образования стойких, нефтекислотных эмульсий, предотвращения образования труднорастворимых осадков с минерализованными пластовыми водами и снижения скорости реакции со скелетом терригенных пород при одновременном снижении скорости коррозии. The present invention solves the technical problem of increasing the penetrating ability of the composition in the oil-saturated part of the reservoir both at normal and at elevated temperatures by reducing interfacial surface tension at the oil boundary, eliminating the formation of persistent, oil-acid emulsions, preventing the formation of insoluble sediments with mineralized formation waters and reducing the reaction rate with the skeleton of terrigenous rocks while reducing the rate of corrosion.
Дополнительной целью является снижение концентрации используемых ингредиентов. An additional goal is to reduce the concentration of the ingredients used.
Указанная техническая задача достигается тем, что в известном составе для обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащем соляную кислоту, фторсодержащую добавку, поверхностно-активное вещество и воду, новым является то, что он дополнительно содержит уксусную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, а в качестве фторсодержащей добавки содержит борфтористоводородную кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Соляная кислота - 10-15
Борфтористоводородная кислота - 2,8-3,5
Уксусная кислота - 2,5-4,0
Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (расчет на основное вещество) - 0,06-0,3
Вода - остальное,
или смесь плавиковой и борной кислот, взятых в стехиометрическом соотношении, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Соляная кислота - 10-15
Смесь плавиковой и борной кислот, взятых в стехиометрическом соотношении - 3,6-7,2
Уксусная кислота - 2,5-4,0
Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (расчет на основное вещество) - 0,06-0,3
Вода - остальное.The specified technical problem is achieved by the fact that in the known composition for processing the bottom-hole zone of a terrigenous formation containing hydrochloric acid, a fluorine-containing additive, a surfactant and water, it is new that it additionally contains acetic acid, as a surfactant, the composition contains the product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide, and as a fluorine-containing additive contains hydrofluoric acid in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrochloric acid - 10-15
Hydrofluoric acid - 2.8-3.5
Acetic acid - 2.5-4.0
The product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (calculation for the main substance) - 0.06-0.3
Water is the rest
or a mixture of hydrofluoric and boric acids, taken in a stoichiometric ratio, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrochloric acid - 10-15
A mixture of hydrofluoric and boric acids, taken in a stoichiometric ratio of 3.6-7.2
Acetic acid - 2.5-4.0
The product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (calculation for the main substance) - 0.06-0.3
Water is the rest.
Из существующего уровня техники нам неизвестны составы с указанным соотношением ингредиентов, что позволяет сделать вывод о "новизне" заявляемого объекта. From the current level of technology, we do not know the compositions with the specified ratio of ingredients, which allows us to conclude about the "novelty" of the claimed object.
Поставленная цель достигается, по-видимому, тем, что продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (именуемый в дальнейшем ПВТА), переходящий в кислой среде в четвертичную аммониевую соль, обладает высокой поверхностной активностью, что способствует снижению межфазного натяжения на границе с нефтью и эффективному предотвращению образования нефтекислотных эмульсий. This goal is apparently achieved by the fact that the product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (hereinafter referred to as PVTA), passing in an acidic medium to a quaternary ammonium salt, has a high surface activity, which helps to reduce interfacial tension at the interface with oil and effective preventing the formation of oil acid emulsions.
Кроме того, указанное поверхностно-активное вещество (ПАВ), входящее в предлагаемый состав, способствует гидрофобизации пористой среды терригенного коллектора, что положительно сказывается на фильтрационных характеристиках для нефти. In addition, the specified surface-active substance (surfactant), which is part of the proposed composition, promotes hydrophobization of the porous medium of the terrigenous reservoir, which positively affects the filtration characteristics for oil.
Исключение образования труднорастворимых осадков с минерализованными водами объясняется следующим. В водном растворе борфтористоводородная кислота (HBF4) подвергается частичному гидролизу по схеме:
[BF4]-+Н2О<-->HF+[НОВF3]-.The exclusion of the formation of insoluble sediments with mineralized waters is explained by the following. In an aqueous solution, hydrofluoric acid (HBF 4 ) undergoes partial hydrolysis according to the scheme:
[BF 4 ] - + H 2 O <--> HF + [HOBF 3 ] - .
При обычных условиях константа гидролиза невелика (2•10-3), поэтому в водном растворе HBF4 не реагирует с силикатами, являющимися основным компонентом терригенных пород. Однако присутствие другой сильной кислоты - соляной смещает химическое равновесие в сторону образования более слабой плавиковой кислоты (HF). Таким образом, в заявляемом составе содержится не чистая HBF4, а равновесная смесь HBF4, HF и НВ(ОН) F3, которая, с одной стороны, способна реагировать с песчаником, с другой стороны, не содержит большого количества свободной HF, что позволило значительно уменьшить процессы осадкообразования в присутствии ионов Ca2+ и Mg2+. Такие же процессы будут происходить и в составе, содержащем смесь плавиковой и борной кислот, т.к. эти кислоты, взятые в стехиометрическом соотношении, при взаимодействии образуют ту же борфтористоводородную кислоту.Under ordinary conditions, the hydrolysis constant is small (2 • 10 -3 ); therefore, in an aqueous solution, HBF 4 does not react with silicates, which are the main component of terrigenous rocks. However, the presence of another strong acid - hydrochloric acid shifts the chemical equilibrium towards the formation of a weaker hydrofluoric acid (HF). Thus, the claimed composition does not contain pure HBF 4 , but an equilibrium mixture of HBF 4 , HF and HB (OH) F 3 , which, on the one hand, is able to react with sandstone, on the other hand, does not contain a large amount of free HF, which allowed to significantly reduce the processes of precipitation in the presence of Ca 2+ and Mg 2+ ions . The same processes will occur in the composition containing a mixture of hydrofluoric and boric acids, because these acids, taken in a stoichiometric ratio, form the same hydrofluoric acid upon reaction.
Указанное состояние химического равновесия имеет место и при повышении температуры. В отличие от взаимодействия глинокислоты и породы скорость "срабатывания" HF в заявляемом составе будет определяться не скоростью реакции HF с породой, возрастающей с повышением температуры очень значительно, а скоростью образования HF при диссоциации HBF4, которая протекает существенно медленнее, чем последующая реакция HF и компонентов породы - быстрая стадия. А так как кинетика двухстадийного процесса определяется "медленной" стадией (в данном случае - диссоциацией HBF4 с образованием HF), заявляемый состав характеризуется замедленной скоростью реакции с компонентами терригенной породы по сравнению с глинокислотой, в том числе при повышенных температурах, т. к. при любой температуре "медленной" стадией процесса остается диссоциация HBF4.The indicated state of chemical equilibrium also occurs with increasing temperature. In contrast to the interaction of clay acid and rock, the rate of “response” of HF in the claimed composition will be determined not by the rate of reaction of HF with the rock, which increases very much with increasing temperature, but by the rate of HF formation upon dissociation of HBF 4 , which proceeds much more slowly than the subsequent HF reaction and rock components - fast stage. And since the kinetics of the two-stage process is determined by the "slow" stage (in this case, the dissociation of HBF 4 with the formation of HF), the claimed composition is characterized by a slowed reaction rate with the components of terrigenous rock compared to clay, including at elevated temperatures, because at any temperature, the "slow" stage of the process remains the dissociation of HBF 4 .
Благодаря указанным выше свойствам обеспечивается повышение проникающей способности предлагаемого состава в нефтенасыщенную часть пласта. Due to the above properties, it provides an increase in the penetrating ability of the proposed composition in the oil-saturated part of the reservoir.
Для приготовления заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- кислота соляная ингибированная, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97 в виде водного раствора, содержащего 20-23% НСl;
- ингибированная смесь соляной (НСl) и фтористоводородной (HF) кислот, выпускается по ТУ 6-01-14-78-91 в виде водного раствора, содержащего 20-25% НСl и 3-6% HF;
- кислота уксусная лесохимическая (СН3СООН) - прозрачная бесцветная или желтоватая жидкость, выпускается по ГОСТ 6968-76;
- кислота борфтористоводородная (HBF4), выпускается по ТУ 6-09-2577-88 в виде водного раствора, содержащего не менее 40% HBF4;
- кислота борная (Н3ВО3) - кристаллическое вещество белого цвета, выпускается по ГОСТ 18704-78;
- продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (ПВТА) - прозрачная бесцветная или желтоватая жидкость со средней молекулярной массой 243±15 г/моль, выпускается по ТУ 2413-016-13162401-95. Способ получения описан в книге П. Каррер. Курс органической химии. - Л.: Изд-во химической литературы, 1962, с. 172.For the preparation of the claimed composition in laboratory conditions, the following substances were used:
- inhibited hydrochloric acid, is produced according to TU 2122-131-05807960-97 in the form of an aqueous solution containing 20-23% Hcl;
- an inhibited mixture of hydrochloric (Hcl) and hydrofluoric (HF) acids, is produced according to TU 6-01-14-78-91 in the form of an aqueous solution containing 20-25% Hcl and 3-6% HF;
- woodchemical acetic acid (CH 3 COOH) - a clear, colorless or yellowish liquid, is produced according to GOST 6968-76;
- hydrofluoric acid (HBF 4 ), is produced according to TU 6-09-2577-88 in the form of an aqueous solution containing at least 40% HBF 4 ;
- boric acid (H 3 VO 3 ) - a crystalline substance of white color, is produced according to GOST 18704-78;
- the product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (PVTA) - a clear, colorless or yellowish liquid with an average molecular weight of 243 ± 15 g / mol, is produced according to TU 2413-016-13162401-95. The method of obtaining described in the book P. Carrer. Organic chemistry course. - L .: Publishing house of chemical literature, 1962, p. 172.
Примеры приготовления предлагаемого состава. Examples of the preparation of the proposed composition.
Пример 1. В полиэтиленовый стакан или флакон на 300-400 мл помещали 38,9 г воды и 50 г ингибированной соляной кислоты, содержащей 22% НСl. К полученному раствору при перемешивании добавляли 3,1 г уксусной кислоты, 7,5 г борфтористоводородной кислоты, содержащей 42% HBF4, и 0,5 г ПВТА с содержанием основного вещества 30%. После перемешивания в течение 5-10 минут получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: НСl -11; HBF4 - 3; СН3СООН - 3; ПВТА - 0,15; вода - остальное.Example 1. In a plastic cup or bottle of 300-400 ml was placed 38.9 g of water and 50 g of inhibited hydrochloric acid containing 22% Hcl. 3.1 g of acetic acid, 7.5 g of hydrofluoric acid containing 42% HBF 4 , and 0.5 g of PVTA with a basic substance content of 30% were added to the resulting solution with stirring. After stirring for 5-10 minutes, a composition was obtained with the following content of ingredients, wt.%: Hcl -11; HBF 4 - 3; CH 3 COOH - 3; PVTA - 0.15; water is the rest.
Пример 2. 100 г ингибированной смеси кислот, содержащей 21% НСl и 5,8% HF, помещали в полиэтиленовый флакон и при перемешивании фторопластовой мешалкой или встряхивании прибавляли небольшими порциями 4,8г твердой борной кислоты. Перемешивание продолжали до полного растворения борной кислоты (20-30 мин). После охлаждения до комнатной температуры прибавляли 88 г воды, 6,2 г уксусной кислоты и 1 г ПВТА с содержанием основного вещества 30% и после перемешивания в течение 5-10 мин получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: НСl - 10,5; смесь HF и Н3ВО3 - 5,3; СН3СООН - 3; ПВТА - 0,15 и вода - остальное.Example 2. 100 g of an inhibited mixture of acids containing 21% HCl and 5.8% HF was placed in a plastic bottle and 4.8 g of solid boric acid was added in small portions with stirring with a fluoroplastic stirrer or shaking. Stirring was continued until complete dissolution of boric acid (20-30 min). After cooling to room temperature, 88 g of water, 6.2 g of acetic acid and 1 g of PVTA with a basic substance content of 30% were added and after stirring for 5-10 minutes a composition was obtained with the following content of ingredients, wt.%: HCl - 10, 5; a mixture of HF and H 3 BO 3 - 5.3; CH 3 COOH - 3; PVTA - 0.15 and water - the rest.
Составы с другим содержанием ингредиентов готовили аналогичным образом. Compositions with different ingredients were prepared in a similar manner.
В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого состава:
- межфазное поверхностное натяжение на границе предлагаемый состав - нефть;
- способность предлагаемого состава предотвращать образование нефтекислотных эмульсий;
- скорость коррозии стали в предлагаемом составе;
- возможность образования осадков в присутствии минерализованной воды;
- скорость растворения терригенных пород при различных температурах.In laboratory conditions, the following properties of the proposed composition were determined:
- interfacial surface tension at the border of the proposed composition is oil;
- the ability of the proposed composition to prevent the formation of oil acid emulsions;
- the corrosion rate of steel in the proposed composition;
- the possibility of precipitation in the presence of saline water;
- the rate of dissolution of terrigenous rocks at various temperatures.
Опыты по измерению межфазного натяжения проводили на сталагмометре по диаметру капли нефти, отрывающейся от капилляра при медленном выдавливании нефти из капилляра, помещенного в стаканчик с исследуемым составом. The experiments on measuring the interfacial tension were carried out on a stalagmometer by the diameter of an oil droplet detaching from the capillary by slowly squeezing the oil out of the capillary, placed in a glass with the test composition.
Величину межфазного поверхностного натяжения на границе нефть - состав вычисляли по формуле:
σ = K(ρв-ρн)n;
где σ - межфазное поверхностное натяжение, мН/м; ρв и ρн - соответственно плотности воды и нефти, г/см3; К - постоянная капилляра; n - среднее значение числа делений лимба микрометра при образовании одной капли нефти.The magnitude of the interfacial surface tension at the oil-composition boundary was calculated by the formula:
σ = K (ρ in -ρ n ) n;
where σ is the interfacial surface tension, mN / m; ρ in and ρ n - respectively, the density of water and oil, g / cm 3 ; K is the capillary constant; n is the average value of the number of divisions of the micrometer limb during the formation of one drop of oil.
В опытах использовать нефть с плотностью 0,865 г/см3 и вязкостью 13,2 мПа•с.In experiments, use oil with a density of 0.865 g / cm 3 and a viscosity of 13.2 MPa • s.
Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фазы после встряхивания равных объемов нефти и кислотного состава в градуированной пробирке. The ability of the proposed compositions to prevent the formation of emulsions with oil was determined by the volume of the aqueous and oil phases after shaking equal volumes of oil and acid composition in a graduated tube.
Скорость коррозии стали определяли по потере веса пластинок из стали марки Ст 3 размером 25•20•0,5 мм после выдержки в течение 24 ч в испытуемом кислотном составе при 20oС.The corrosion rate of steel was determined by the weight loss of the plates of
Результаты испытаний представлены в таблице 1. The test results are presented in table 1.
Из таблицы 1 видно, что предлагаемые составы обеспечивают снижение межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью по сравнению с известным составом по прототипу в 12-15 раз. From table 1 it is seen that the proposed compositions provide a decrease in interfacial surface tension at the border with oil compared with the known composition of the prototype 12-15 times.
Снижение концентрации ПВТА ниже 0,06% не обеспечивает достаточно полного разрушения нефтекислотных эмульсий (опыт 1, таблицы 1). Увеличение концентрации ПВТА более 0,3% не приводит к дальнейшему увеличению межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, а следовательно, является экономически нецелесообразным. The decrease in the concentration of PVTA below 0.06% does not provide a sufficiently complete destruction of oil-acid emulsions (
Высокие поверхностно-активные свойства ПВТА, входящего в предлагаемый состав, обусловливают также эффективное предотвращение образования стойких нефтекислотных эмульсий. Смеси нефтей и предлагаемого состава после встряхивания полностью разделяются на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин. The high surface-active properties of PVTA, which is part of the proposed composition, also determine the effective prevention of the formation of persistent oil acid emulsions. The mixture of oils and the proposed composition after shaking are completely separated into aqueous and organic phases for 5-30 minutes.
Кроме того, предлагаемый состав способен разрушать нефтяные эмульсии, уже образовавшиеся в призабойной зоне пласта. Так, проба скважинной жидкости, представляющая собой водонефтяную эмульсию, была смешана с равным объемом предлагаемого состава. После перемешивания в течение 5 мин эмульсия стала быстро расслаиваться на водную и нефтяную фазы. После отстаивания и отделения нефтяного слоя его вязкость отличалась от вязкости обезвоженной нефти всего лишь на 0,2%. In addition, the proposed composition is able to destroy oil emulsions that have already formed in the bottomhole formation zone. So, a sample of the well fluid, which is a water-oil emulsion, was mixed with an equal volume of the proposed composition. After stirring for 5 minutes, the emulsion began to quickly stratify into aqueous and oil phases. After sedimentation and separation of the oil layer, its viscosity differed from the viscosity of dehydrated oil by only 0.2%.
Вместе с тем заявляемый состав характеризуется пониженной скоростью коррозии стали по сравнению с прототипом (на 30-70%), что связано, по-видимому, с дополнительным ингибирующим воздействием ПВТА, содержащегося в заявляемом составе. However, the claimed composition is characterized by a reduced rate of corrosion of steel compared with the prototype (30-70%), which is associated, apparently, with the additional inhibitory effect of PVTA contained in the claimed composition.
Отсутствие осадкообразования при контакте кислотного состава с минерализованными пластовыми водами определяли путем смешивания равных объемов предлагаемого состава и пластовой воды плотностью от 1,05 до 1,18 г/см3. Во всех случаях в течение 24 ч после смешения выпадения осадков не наблюдалось, присутствовала лишь слабая опалесценция раствора.The absence of sedimentation upon contact of the acid composition with mineralized formation water was determined by mixing equal volumes of the proposed composition and formation water with a density of 1.05 to 1.18 g / cm 3 . In all cases, no precipitation was observed within 24 hours after mixing, only a weak opalescence of the solution was present.
Растворяющая способность предлагаемого состава по отношению к песчанику (терригенной породе) и способность замедлять реакцию с песчаником по сравнению с составом по прототипу в условиях повышенных температур (50-100oС) была исследована на дезинтегрированных образцах керна (фракция с размером частиц 0,1-0,5 мм). Навески керна, высушенные до постоянного веса при t=+105oC, помещали в полиэтиленовые стаканчики, заливали 25 мл соответствующего кислотного состава и выдерживали в термостате при температуре от 50 до 100oС в течение 2 и 18 ч. По истечении времени реакции кислоту сливали, навески керна промывали дистиллированной водой до нейтральной реакции и высушивали при t= +105oC до постоянного веса. По убыли веса рассчитывали количество породы, вступившей в реакцию. Данные представлены в таблице 2.The dissolving ability of the proposed composition in relation to sandstone (terrigenous rock) and the ability to slow down the reaction with sandstone compared with the composition of the prototype at elevated temperatures (50-100 o C) was studied on disintegrated core samples (fraction with a particle size of 0.1- 0.5 mm). Samples of core dried to constant weight at t = + 105 o C were placed in plastic cups, filled with 25 ml of the appropriate acid composition and kept in a thermostat at a temperature of 50 to 100 o C for 2 and 18 hours. After the reaction time, the acid drained, the core sample was washed with distilled water until neutral and dried at t = +105 o C to constant weight. The amount of rock that had reacted was calculated from the weight loss. The data are presented in table 2.
Как видно из таблицы 2, предлагаемый состав растворяет песчаник более медленно, чем известный по прототипу состав. Об этом свидетельствует тот факт, что количество породы, прореагировавшей с известным составом за 18 ч, возросло по сравнению с количеством, прореагировавшим за 2 ч, на 22,7%, а с предлагаемым кислотным составом за 18 ч в реакцию вступило породы на 61,5% больше, чем за 2 ч. Замедление скорости реакции с терригенной породой в сочетании с низким межфазным поверхностным натяжением на границе с нефтью также позволяет добиться более глубокого проникновения состава в нефтенасыщенную часть пласта. As can be seen from table 2, the proposed composition dissolves sandstone more slowly than the known prototype composition. This is evidenced by the fact that the amount of rock that reacted with a known composition in 18 hours increased by 22.7% compared with the amount of reacted in 2 hours, and the rock reacted to the proposed acid composition in 18 hours at 61, 5% more than in 2 hours. Slowing down the rate of reaction with terrigenous rock in combination with low interfacial surface tension at the oil boundary also allows for deeper penetration of the composition into the oil-saturated part of the formation.
Технико-экономические преимущества предлагаемого состава по сравнению с известным по прототипу следующие:
- предлагаемый состав обладает более высокими фильтрационными свойствами по сравнению с известным по прототипу составом, что в промысловых условиях позволяет проводить более глубокую кислотную обработку нефтяного пласта;
- предлагаемый состав по сравнению с прототипом характеризуется более низкой скоростью реакции с терригенными породами как при нормальной, так и при повышенной температурах, что позволяет увеличить охват пласта кислотным воздействием;
- предлагаемый состав не образует с пластовыми флюидами стойких эмульсий, а с минерализованными водами труднорастворимых осадков, что обеспечивает отсутствие загрязнений ПЗП продуктами взаимодействия нефти, кислот и воды;
- предлагаемый состав характеризуется меньшей коррозионной активностью в отношении нефтепромыслового оборудования.The technical and economic advantages of the proposed composition in comparison with the known prototype are as follows:
- the proposed structure has higher filtration properties compared with the known prototype composition, which in commercial conditions allows for a deeper acid treatment of the oil reservoir;
- the proposed structure in comparison with the prototype is characterized by a lower reaction rate with terrigenous rocks both at normal and at elevated temperatures, which allows to increase the coverage of the formation by acid exposure;
- the proposed composition does not form persistent emulsions with reservoir fluids, but hardly soluble sediments with mineralized waters, which ensures the absence of PZP contamination by products of the interaction of oil, acids and water;
- the proposed composition is characterized by less corrosive activity in relation to oilfield equipment.
Claims (1)
Соляная кислота - 10 - 15
Борфтористоводородная кислота - 2,8 - 3,5
Уксусная кислота - 2,5 - 4,0
Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (в пересчете на основное вещество) - 0,06 - 0,3
Вода - Остальное
или смесь плавиковой и борной кислот, взятых в стехиометрическом соотношении, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Соляная кислота - 10 - 15
Смесь плавиковой и борной кислот, взятых в стехиометрическом соотношении - 3,6 - 7,2
Уксусная кислота - 2,5 - 4,0
Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (в пересчете на основное вещество) - 0,06 - 0,3
Вода - ОстальноелThe composition for the acid treatment of the bottom-hole zone of the terrigenous formation containing hydrochloric acid, a fluorine-containing additive, a surfactant and water, characterized in that it additionally contains acetic acid, as a surfactant, the composition contains the product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide, and as a fluorine-containing additive contains hydrofluoric acid in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrochloric acid - 10 - 15
Hydrofluoric acid - 2.8 - 3.5
Acetic acid - 2.5 - 4.0
The product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (in terms of the main substance) - 0.06 - 0.3
Water - Else
or a mixture of hydrofluoric and boric acids, taken in a stoichiometric ratio, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrochloric acid - 10 - 15
A mixture of hydrofluoric and boric acids, taken in a stoichiometric ratio of 3.6 - 7.2
Acetic acid - 2.5 - 4.0
The product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (in terms of the main substance) - 0.06 - 0.3
Water - Rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127686A RU2186963C2 (en) | 2000-11-03 | 2000-11-03 | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127686A RU2186963C2 (en) | 2000-11-03 | 2000-11-03 | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2186963C2 true RU2186963C2 (en) | 2002-08-10 |
Family
ID=20241785
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000127686A RU2186963C2 (en) | 2000-11-03 | 2000-11-03 | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2186963C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
| RU2744899C1 (en) * | 2020-08-03 | 2021-03-17 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) |
-
2000
- 2000-11-03 RU RU2000127686A patent/RU2186963C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2543224C2 (en) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application |
| RU2744899C1 (en) * | 2020-08-03 | 2021-03-17 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO163059B (en) | DIFFICULT DRILLING AND USE THEREOF. | |
| US4073344A (en) | Methods for treating subterranean formations | |
| CN107892910A (en) | Inexpensive multifunctional acid liquid system | |
| RU2641044C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| RU2407769C1 (en) | Acid composition for treatment of low-permeable terrigenous headers with high carbonate content and method of acid treatment of bottom-hole formation zone with by using it | |
| RU2186963C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| CN107384358A (en) | Wetting reversal agent for improving depressurization and injection enhancement effects of water injection well of low-permeability reservoir and preparation method thereof | |
| RU2138634C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole zone of bed | |
| CA2407459C (en) | Invert emulsion drilling fluid and process | |
| US4526986A (en) | Halomethyl, methyl maleic anhydride and synthesis of bromomethyl, methyl maleic anhydride | |
| RU2625129C1 (en) | Acid emulsion for oil reservoir bottomhole zone processing | |
| RU2744899C1 (en) | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| US10968381B2 (en) | Branched geminal zwitterionic liquids, method for obtaining same and use thereof as wettability modifiers having viscosity reducing properties | |
| RU2386666C1 (en) | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs | |
| EP0061932A1 (en) | Composition for use in oil recovery, its method of use, and novel surfactant compounds | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| RU2383577C1 (en) | Composition for removal of salt deposits in well | |
| RU2652409C1 (en) | Acid composition for processing the surface zone of carbonate formation | |
| RU2656293C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2257467C1 (en) | Solid base of composition for acid treatment of critical area of formation | |
| US4288332A (en) | Methods and compositions for treating subterranean formations | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121104 |