Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением


 


Владельцы патента RU 2543224:

Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") (RU)
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)

Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны терригенных и карбонатных коллекторов, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), а также неоднородных коллекторов, и может быть использовано в процессе интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин, а также при большеобъемных кислотных обработках и гидравлическом разрыве пласта с использованием кислотных растворов.

Известно, что кислотные составы, содержащие органические растворители, обладают свойством выравнивать скорости реакции в пласте: замедлять скорости реакции в водонасыщенных пропластках и ускорять их в нефтенасыщенных пропластках, за счет нефтеотмывающих свойств этих растворителей [Смыков В.В. Ресурсо- и энергосберегающие технологии добычи нефти на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Альметьевск. - 2000].

Недостатком применения указанных составов в низкопроницаемых коллекторах является то, что использование данных составов приводит к кольматированию коллектора за счет образования осадков и эмульсий при контакте кислотного состава и пластовых флюидов, а также за счет вторичного осадкообразования [Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас «Тенденции в кислотной обработке матрицы», Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31 ].

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта следующего компонентного состава, % масс.:

Алкилбензолсульфокислота 3,5-5,5
Препарат ОС-20 2,5-5,5
Хлорсодержащий реагент:
хлорид аммония 3,5-6,5
24% ингибированная соляная кислота 14,0-18,0
Метанол 12,0-16,0
Сивушное масло 4,0-8,0
Уксусная кислота 6,0-12,0
Лимонная кислота 2,5-4,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5
Пресная вода остальное,

и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, который включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используется 1,5-3,0% раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием 1,0-3,0 м3 указанной буферной жидкости и последующую закачку жидкости для продавки в объеме НКТ, в качестве которой используется раствор пресной или минерализованной воды или водо-нефтяная эмульсия или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, при этом в качестве кислотного состава используется указанный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24% раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении кислотный состав: пресная вода или 3-24% раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9, соответственно (прототип) [Патент РФ №2407769, опубликован 27.12.2010, бюл. №36].

Недостатком указанного состава и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта является высокая скорость коррозии стали при повышенной температуре, что может привести к проблемам - высокой скорости коррозии подземного оборудования при использовании этого состава в пластах с пластовой температурой 90°С и выше, а также неэффективность его применения в неоднородных коллекторах за счет низкой вязкости закачиваемого кислотного раствора.

Изобретение направлено на создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, а также способа обработки неоднородных коллекторов с применением в качестве жидкости-отклонителя углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н», а в качестве кислотного раствора - разработанного кислотного состава, что позволит значительно увеличить эффективность кислотной обработки в неоднородном карбонатном, терригенном или смешанном коллекторе.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий соляную кислоту, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, лимонную кислоту, уксусную кислоту, метиловый спирт, препарат ОС-20, ингибитор коррозии типа «РОСУ-118» и воду, который дополнительно содержит уротропин и может содержать фтористо-водородную кислоту и стабилизатор железа типа «Ферикс» при следующем соотношении компонентов:

Соляная кислота (24% или 36%) 25,0-50,0
Алкилбензолсульфокислота 0,1-2,0
Уксусная кислота 3,0-12,0
Лимонная кислота 0,5-3,0
Фтористо-водородная кислота (40%) 0,0-7,5
Препарат ОС-20 0,5-2,5
Метанол 3,0-10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0-5,0
Уротропин 0,1-3,0
Стабилизатор железа «Ферикс» 0,0-5,0
Вода остальное,

и способ кислотной обработки коллекторов, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2, соответственно, в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для исследований использовались:

1. Кислота соляная ингибированная, содержащая 24% масс. соляной кислоты (НСl), выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97 и кислота синтетическая техническая, содержащая 36% масс. НСl, выпускается по ГОСТ 857-95.

2. Алкилбензолсульфокислота, марка А, содержащая 97,0% масс. основного вещества, выпускается по ТУ 2481-036-04689375.

3. Уксусная кислота, содержащая не менее 99,5% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 19814-74.

4. Лимонная кислота, «ч.», содержащая не менее 99,0% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 3652-69.

5. Фтористоводородная кислота (HF), содержащая 40% масс. HF, выпускается по ГОСТ 10484-78.

6. Препарат ОС-20, марка А, представляет собой этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C16-C18, выпускается по ГОСТ 10730-82.

7. Метанол с концентрацией 99,9%, выпускается по ГОСТ 2222-95.

8. Ингибитор коррозии «ИКУ-118», представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.

9. Уротропин с концентрацией 98,0%, выпускается по ГОСТ 1381-73.

10. Стабилизатор железа «Ферикс», представляет собой композицию на основе солей органических кислот, выпускается по ТУ 2458-023-54651030-2007.

11. Нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ20=841 кг/м3 и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм2/c.

12. Керосин ТС.

13. Модель пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью - 1023 кг/м3, общая минерализация - 43,10 г/л.

14. Пресная вода.

Примеры приготовления кислотных составов

Пример 1

В стакане объемом 250 мл в 66,8 мл воды растворяют 0,5 г лимонной кислоты, 3,0 г метанола, 3,0 г уксусной кислоты, 25,0 г 24% соляной кислоты, 0,1 г алкилбензолсульфокислоты, 0,5 г препарата ОС-20, 1,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 0,1 г уротропина и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:

Вода 66,8
Соляная кислота (24%) 25,0
Алкилбензолсульфокислота 0,1
Уксусная кислота 3,0
Лимонная кислота 0,5
Препарат ОС-20 0,5
Метанол 3,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0
Уротропин 0,1

Пример 2

В стакане объемом 250 мл в 38,5 мл воды растворяют 1,5 г лимонной кислоты, 6,5 г метанола, 7,5 г уксусной кислоты, 33,0 г 36% соляной кислоты, 1,0 г алкилбензолсульфокислоты, 1,5 г препарата ОС-20, 3,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 1,5 г уротропина, 3,5 г фтористо-водородной кислоты, 2,5 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:

Вода 38,5
Соляная кислота (36%) 33,0
Алкилбензолсульфокислота 1,0
Уксусная кислота 7,5
Лимонная кислота 1,5
Фтористо-водородная кислота (40%) 3,5
Препарат ОС-20 1,5
Метанол 6,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 3,0
Уротропин 1,5
Стабилизатор железа «Ферикс» 2,5

Пример 3

В стакане объемом 250 мл в 50,0 мл 36% соляной кислоты растворяют 3,0 г лимонной кислоты, 10,0 г метанола, 12,0 г уксусной кислоты, 2,0 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 5,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 3,0 г уротропина, 7,5 г фтористо-водородной кислоты, 5,0 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:

Соляная кислота (36%) 50,0
Алкилбензолсульфокислота 2,0
Уксусная кислота 12,0
Лимонная кислота 3,0
Фтористо-водородная кислота (40%) 7,5
Препарат ОС-20 2,5
Метанол 10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 5,0
Уротропин 3,0
Стабилизатор железа «Ферикс» 5,0

Пример 4 (прототип, состав №3 в таблице №1)

В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г 24% соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:

Вода 37,9
Хлорид аммония 3,5
Лимонная кислота 2,5
Метанол 16,0
Сивушное масло 8,0
Уксусная кислота 12,0
Соляная кислота (24%) 14,0
Алкилбензолсульфокислота 3,5
Препарат ОС-20 2,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.

Таблица 1
Содержание компонентов в кислотных составах
№ п/п Компоненты, в расчете на основное вещество Содержание в кислотном составе, % масс.
Номера примеров
1 2 3 4(прототип)
1 Соляная кислота 24% 25,0 - - 14,0
2 Соляная кислота 36% - 33,0 50,0 -
3 Хлорид аммония - - - 3,5
4 Алкилбензолсульфокислота 0,1 1,0 2,0 3,5
5 Уксусная кислота 3,0 7,5 12,0 12,0
6 Лимонная кислота 0,5 1,5 3,0 2,5
7 Фтористо-водородная кислота 40% 0,0 3,5 7,5 -
8 Препарат ОС-20 0,5 1,5 2,5 2,5
9 Метанол 3,0 6,5 10,0 16,0
10 Сивушное масло - - - 8,0
11 Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0 3,0 5,0 0,1
12 Уротропин 0,1 1,5 3,0 -
13 Стабилизатор железа «Ферикс» 0,0 2,5 5,0 -
14 Пресная вода 66,8 38,5 0,0 37,9

Нижний предел концентрации алкилбензолсульфокислоты и препарата ОС-20 определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхний - экономической целесообразностью. Содержание органических кислот, соляной и фтористо-водородной кислоты определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Содержание метанола определяется требованиями к температуре застывания - не выше минус 35°С. Содержание уротропина и ингибитора коррозии определяется требованиями к скорости коррозии стали как при 20°С, так и при 90°С. Содержание стабилизатора железа «Ферикс» определяется способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с пластовой нефтью при содержании в кислоте ионов трехвалентного железа.

В лабораторных условиях определяются следующие свойства предлагаемого состава: способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе при 20 и 90°С; скорость растворения карбонатной породы, кварца и бентонитовой глины при температуре 90°С, характерной для месторождений Западной Сибири.

Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков асфальто-смоло-парафиновых веществ при смешении с углеводородной фазой определяется по разделению водной и углеводородной фаз после встряхивания равных объемов углеводородной фазы и кислотного состава, содержащего 5000 ppm ионов Fe3+ в градуированной пробирке с последующим нагревом до 90°С (пластовая температура) и выдерживанием при заданной температуре в течение 30 минут с последующим проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования эмульсии происходит неполное разделение системы на фазы, а при выделении осадков происходит осаждение осадков на сите после проливания через него содержимого пробирки.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определяется при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.

Скорость коррозии стали, г/м2·ч, определяется в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°С и в течение 1 часа при 90°С.

Растворяющая способность предлагаемого состава и состава по прототипу по отношению к породе исследуется на примере растворения карбонатной породы (для состава без содержания HF) или кварца (для состава, содержащего HF) и бентонитовой глины при температуре 90°С.

Испытания по растворению карбонатной породы или кварца проводятся по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см2) кубика породы, имеющего стороны 16-20 мм, или кварцевого цилиндра диаметром 10 и длиной 20 мм. После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы или цилиндры помещаются в сушильный шкаф, где выдерживаются в течение двух часов, а затем взвешиваются на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливается в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружаются кубики или цилиндры на фиксированное время контакта - 60, 120 и 240 минут.

После истечения времени контакта образца породы он извлекается из раствора, промывается дистиллированной водой и помещается в сушильный шкаф на два часа. Это позволяет наблюдать растворение карбонатной породы и кварца по мере расходования кислоты.

Растворимость в процентах рассчитывается по формуле:

Pп-(m1-m2)·100%/m1,

где m1 - масса кубика или цилиндра до опыта, г;

m2 - масса кубика или цилиндра после опыта, г.

Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины используются три бумажных фильтра и три навески глины по 2,0 г. Навески сушатся до постоянной массы при температуре 105°С, затем глина переносится на бумажный фильтр и взвешивается на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает массу навески в граммах. Фильтры с глиной помещаются в тефлоновую воронку, установленную на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл, затем вся система помещается в термошкаф. В течение 15 минут испытуемый раствор нагревается в тефлоновом стаканчике при температуре 90°С, затем в первую воронку наливается раствор и в течение 5 минут происходит растворение навески глины, при этом часть раствора отфильтровывается. Полученный фильтрат переносится во вторую воронку для растворения следующей навески глины, продолжительность второго фильтрования составляет 10 минут. Далее фильтрат переносится для растворения третьей навески глины, продолжительность фильтрования которой составляет 15 минут.

После фильтрования отработанная глина порциями промывается дистиллированной водой в количестве 200 мл при температуре 90°С, затем образцы сушатся в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.

Растворимость глины в процентах рассчитывается по формуле:

Pг=(m1-m2)·100%/m1,

где m1 - масса глины до опыта, г;

m2 - масса глины после опыта, г.

В опытах использовалась нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ20=841 кг/м3 и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм2/с и керосин ТС-1. Результаты исследований представлены в таблице 2.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью и керосином ТС-1 эмульсии не образуются: смеси нефти (или ТС-1) и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице №1, а также их растворы в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно) после встряхивания полностью разделяются на водную и углеводородную фазы в течение 5-30 мин, а последующее проливание содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм не оставляет на нем следов.

Таблица 2
Свойства кислотных составов
№ состава в таблице 1 Межфазное натяжение на границе с ТС-1, мН/м Скорость коррозии, г/м2·ч Растворение карбонатной породы или кварца при 90°С Растворение глины при 90°С
при 20°С при 90°С Время контакта, мин Доля прореагировав-
шей породы, %
Время контакта, мин Растворение глины, %
1* 0,16 0,14 13,2 60
120
240
1,96
4,63
6,51
15 4,36
2* 0,15 0,12 10,2 60
120
240
0,35
0,84
1,99
15 5,12
1* 0,13 0,11 9,4 60
120
240
0,89
1,79
4,22
15 8,35
4* прототип 0,16 0,16 16,4 60
120
240
1,26
3,72
6,03
15 4,02
* Примечание: для составов 1 и 4 показано растворение карбонатной породы, а для составов 2 и 3 показано растворение кварца (моделирующее терригенный коллектор), составы 1 и 4 кварц не растворяют.

Как следует из таблицы 2, при температуре 90°С скорость растворения карбонатной породы предлагаемым кислотным составом (состав 1) выше, чем у состава по прототипу, а спустя 240 минут после начала реакции оба состава способны поддерживать достаточно высокую скорость растворения породы. Составы 2 и 3, содержащие фтористо-водородную кислоту, растворяют также и кварцевые цилиндры, в то время как состав 1 и состав по прототипу кварц не растворяют. При растворении бентонитовой глины состав 1 ведет себя аналогично прототипу, а составы 2 и 3 показывают значительно большую растворяющую способность, чем состав по прототипу, это объясняется наличием в них фтористо-водородной кислоты.

В ходе реакции и предлагаемые составы, и состав по прототипу не образуют нерастворимых осадков. Предлагаемые составы аналогично составу по прототипу обладают низкими значениями межфазного натяжения на границе с керосином ТС-1 и низкой скоростью коррозии при 20°С, в то время как предлагаемые составы обладают более низкой скоростью коррозии при 90°С по сравнению с составом по прототипу, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки.

При оценке взаимодействия кислотных составов, содержащих 5000 ppm ионов Fe3+, с нефтью Северо-Покачевского месторождения было установлено, что несмотря на содержание в составах 2 и 3 фтористо-водородной кислоты они не образуют осадков на фильтре.

Для практического применения предлагается способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно, в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае трещиноватого или неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива.

В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на образце керна - заглинизированного низкопроницаемого песчаника.

Таблица 3
№ п/п Состав жидкости воздействия Количество компонента Проницаемость образца по раствору хлорида аммония, мкм2
до воздействия после воздействия
1 Закачка модели пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°С-1021 кг/м3 До стабилизации перепада давления
2 Закачка нефти Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°C - 841 кг/м3 До стабилизации перепада давления
3 Закачка 3% раствора хлорида аммония в прямом направлении До стабилизации перепада давления 0,027
4 Закачка состава №2 (таблица 1) 10 поровых объемов
5 Закачка 3%-ного раствора хлорида аммония в обратном направлении До стабилизации перепада давления 0,089

Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемого керна раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость.

1. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий соляную кислоту, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, лимонную кислоту, уксусную кислоту, метиловый спирт, препарат ОС-20, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит уротропин и может содержать фтористоводородную кислоту и стабилизатор железа типа «Ферикс» при следующем соотношении компонентов, % масс.:

Соляная кислота (24%-ная или 36%-ная) 25,0-50,0
Алкилбензолсульфокислота 0,1-2,0
Уксусная кислота 3,0-12,0
Лимонная кислота 0,5-3,0
Фтористоводородная кислота (40%-ная) 0,0-7,5
Препарат ОС-20 0,5-2,5
Метанол 3,0-10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0-5,0
Уротропин 0,1-3,0
Стабилизатор железа «Ферикс» 0,0-5,0
Вода остальное.

2. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта, включающий закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используется состав по п.1, а также его растворы в пресной воде при соотношении состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно.

3. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта по п.2, отличающийся тем, что включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в коллекторе.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение предназначено для восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации, с использованием гидрореагирующих металлов.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны в поглощающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.
Наверх