Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта



Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2601887:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (пат. RU №1641984, МПК Е21В 43/22, опубл. 15.04.1991 г. Бюл. №14), включающий смесь поверхностно-активных веществ (ПАВ) - 0,25-2,0%, полиакриламид - 0,0121-0,1% и 6,0-19,0%-ную соляную кислоту - остальное.

Недостатками данного состава являются высокая скорость реакции кислотного состава с породой пласта, негативное влияние полиакриламида на свойства нефти и выпадение вторичных осадков солей железа, вызывающих кольматацию призабойной зоны пласта.

Известен состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта (пат. RU №2424272, МПК C09K 8/74, опубл. 20.07.2011 г. Бюл. №20), включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду. В качестве ингибитора коррозии содержит отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20; солянокислые ароматические амины 20-30; воду - остальное. Дополнительно содержит уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9; отход производства бензальдегида 10-20; уксусная кислота 0,1-1,0.

Недостатком данного состава является содержание в составе отходов производства бензальдегида, что увеличивает экологическое загрязнение недр при воздействии состава на пласт.

Известен поверхностно-активный состав для обработки карбонатных коллекторов (пат. RU №2494136, МПК C09K 8/74, опубл. 27.09.2013 г. Бюл. №27), содержащий, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на HCl) 6,0-24,0%; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0%; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «Же-ниЛен» 0,5-2,0%; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0%; стабилизатор железа 0,5-3,0%; воду - остальное.

Недостатком данного состава является высокая скорость реакции кислотного состава с породой пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (пат. RU №2379327, МПК C09K 8/74, опубл. 20.01.2010 г. Бюл. №2), включающий ингибированную соляную кислоту, полимер, ПАВ, стабилизатор железа и воду.

Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность воздействия на пласт за счет низкой скорости реакции кислотного состава с породой пласта, засорение призабойной зоны пласта продуктами реакции стабилизатора железа с кальциевыми солями.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия на пласт путем снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта.

Технические задачи решаются применением состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего ингибированную соляную кислоту, полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, стабилизатор железа и воду.

Новым является то, что состав содержит в качестве полимера - ксантан, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, в качестве стабилизатора железа - уксуснокислый аммоний и дополнительно добавку - сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 5,0-65,0
ксантан 0,05-0,5
оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
сульфаминовая кислота 1,0-10,0
вода остальное

В качестве основного реагента кислотного состава используют ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%. Ингибированная соляная кислота представляет собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м3.

Растворение карбонатов в ингибированной соляной кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2):

В качестве загустителя кислотного состава используют биополимер ксантан, представляющий собой высокомолекулярный экзополисахарид микробного происхождения. Одним из положительных свойств ксантана является малая чувствительность к ионной силе раствора.

Оксиэтилированный алкилфенол представляет собой неионогенное ПАВ (НПАВ). Помимо снижения скорости реакции кислотного состава с породой, НПАВ способствует изменению смачиваемости породы, снижению межфазного натяжения на границе «вытесняющий агент - нефть» и отмыву с поверхности порового пространства пленки нефти. НПАВ менее чувствительны к ионной силе раствора, что делает их применение в кислой среде более эффективным.

Одной из проблем кислотных обработок является техногенная кольматация призабойной зоны пласта. В частности, при прохождении кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ) происходит попадание в раствор соединений трехвалентного железа, которые в кислой среде растворяются, а при нейтрализации кислоты (изменении рН среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют добавку комплексообразующего агента - уксуснокислый аммоний. Кроме того, уксуснокислый аммоний служит замедлителем скорости реакции кислотного состава с породой.

Уксуснокислый аммоний представляет собой белые кристаллы. Хорошо растворяется в пресной воде и реагирует с соляной кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и хлорида аммония. Уксусная кислота менее реакционноспособна, чем соляная кислота. Хлорид аммония постепенно гидролизуется по реакции (4) с образованием соляной кислоты, что обеспечивает регенерацию кислоты в пласте:

Сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1. Содержание в составе сульфаминовой кислоты позволяет замедлить скорость реакции за счет частичной замены соляной менее реакционной сульфаминовой кислотой.

Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (5), (6):

Образующиеся соли кальция, магния, соляной и сульфаминовой кислот легко растворимы в воде. Отсюда следует, что при обработках соляной и сульфаминовой кислотами исключается возможность вторичного выпадения осадка этих солей.

В качестве растворителя для приготовления кислотного состава используется пресная техническая вода.

Состав представляет собой гомогенную систему, которая за счет сорбционных процессов НПАВ и высокомолекулярных компонентов на породе обеспечивает замедление скорости реакции кислотного состава с породой, увеличивает охват пласта обработкой, уменьшает количество кольматирующих элементов.

Состав готовится следующим образом.

Ингибированная соляная кислота, ксантан, оксиэтилированный алкилфенол, уксуснокислый аммоний, сульфаминовая кислота дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

Примеры приготовления конкретных составов в лабораторных условиях

Пример 1 (предлагаемый состав).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 42,0
ксантан 0,2
оксиэтилированный алкилфенол 0,4
уксуснокислый аммоний 5,0
сульфаминовая кислота 3,0
вода остальное

к 49,4 г пресной воды при последовательном перемешивании добавляют 42 г ингибированной соляной кислоты, 0,4 г - оксиэтилированного алкилфенола, 5 г - уксуснокислого аммония, 3 г - сульфаминовой кислоты и 0,2 г - ксантана.

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание.

Пример 2 (прототип).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 48,0
полимер 2,5
ПАВ 0,5
стабилизатор железа 0,3
вода остальное

к 48,7 г пресной воды при перемешивании добавляют 48 г соляной кислоты, 2,5 г - поливинилового спирта, 0,5 г - синтанола АЛМ-7 и 0,3 г - лимонной кислоты.

Оценку эффективности состава проводят в лабораторных условиях по динамике растворения мраморного кубика, выдержанного в растворах исследуемого кислотного состава.

Динамика растворения мраморного кубика определялась гравиметрическим способом путем исследования потери массы образцов мрамора, помещенных в кислотные составы на 1, 2, 4, 6, 24 часов. Результаты приведены в таблице 1.

Из таблицы 1 видно, что предлагаемый состав обладает существенно более низкой скоростью реакции с мрамором по сравнению с прототипом. Скорость реакции предлагаемого кислотного состава с мрамором по сравнению с прототипом ниже в 1,5-4 раза.

Таким образом, предлагаемый состав повышает эффективность воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличивает охват пласта обработкой и текущую нефтеотдачу пласта, исключает загрязнение призабойной зоны пласта.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ингибированную соляную кислоту, полимер, ПАВ, стабилизатор железа и воду, отличающийся тем, что он содержит качестве полимера - ксантан, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, в качестве стабилизатора железа - уксуснокислый аммоний и дополнительно добавку - сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 5,0-65,0
ксантан 0,05-0,5
оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
сульфаминовая кислота 1,0-10,0
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию. Жидкость на водной основе, содержащая жидкость-носитель на водной основе и указанный выше проппант. Способ разрыва геологического пласта, включающий закачивание в указанный пласт указанной выше жидкости на водной основе. Технический результат - совершенствование расклинивающих систем. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил., 24 табл., 36 пр.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов. Композиция для кондиционирования грунта включает по сухому веществу раствор структурообразователя в количестве 40-80 мас.%, представляющего собой коллоидный кремнезем, раствор активатора в количестве 20-60 мас.%, представляющего собой смесь гидроксида кальция, гидроксида натрия и кремнефтористого натрия или сульфата натрия в соотношении 40-60, 10-30 и 10-30 мас.% соответственно. При этом представлены альтернативные варианты указанной выше композиции с приведением различных видов структурообразователей и активаторов. В способе кондиционирования грунта компоненты указанной выше композиции вносят в грунт путем инъекционной пропитки, или нагнетанием при высоком давлении методом гидроразрыва, или нагнетанием при сверхвысоких давлениях и интенсификацией перемешивания слоев грунта под действием давления. Способ развит в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение бурения в обводненных грунтах (плывунах) высокой степени текучести с захватом выбуренного грунта шнеками ТПМК, консолидации и стабилизации плывунных грунтов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 28 табл., 12 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное. 1 ил., 3 табл.
Наверх