RU2411275C1 - Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry - Google Patents
Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411275C1 RU2411275C1 RU2010109435/03A RU2010109435A RU2411275C1 RU 2411275 C1 RU2411275 C1 RU 2411275C1 RU 2010109435/03 A RU2010109435/03 A RU 2010109435/03A RU 2010109435 A RU2010109435 A RU 2010109435A RU 2411275 C1 RU2411275 C1 RU 2411275C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clear solution
- absolutely
- composition
- compatibility
- full
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин. При обработках призабойной зоны и задавках ингибиторов солеотложений возникает риск изменения водо- и нефтенасыщенности пластов со значительным снижением фазовой проницаемости коллекторов по нефти, а также риск отложения осадков при применении жидкостей глушения, что приводит к существенному снижению коэффициента продуктивности скважин. Для минимизации таких рисков используются так называемые взаимные растворители, которые обладают свойством неограниченно растворяться как в воде, так и в углеводородах нефти. Данные взаимные растворители при использовании их, например, в качестве головной оторочки улучшают условия контактирования реагентов с породой пласта при последующей закачке водных растворов, обеспечивают равномерность распределения активных компонентов водных растворов по перовому пространству и увеличивают глубину обработки, что в совокупности повышает эффективность воздействия и снимает риски образования осадков.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of intensification of oil and gas production or increasing the injectivity of injection wells. When treating the bottom-hole zone and the deposition of scale inhibitors, there is a risk of changes in water and oil saturation of the formations with a significant decrease in the phase permeability of reservoirs in oil, as well as the risk of sedimentation with the use of kill fluids, which leads to a significant decrease in the well productivity coefficient. To minimize such risks, so-called mutual solvents are used, which have the property of unlimited solubility in both water and oil hydrocarbons. These mutual solvents when used, for example, as a head rim, improve the conditions for contacting the reagents with the formation rock during the subsequent injection of aqueous solutions, ensure uniform distribution of the active components of aqueous solutions in the first space and increase the processing depth, which together increases the effectiveness of the exposure and eliminates risks precipitation.
Известен взаимный растворитель, входящий в кислотный состав для обработки призабойных зон скважин (патент РФ №2319726, С09K 8/72, Е21В 43/27, 20.03.2008, прототип), содержащий, кроме взаимного растворителя, также воду, ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий, фторид калия и поверхностно-активное вещество, причем в качестве взаимного растворителя в составе используют, например, смеси технического глицерина или полигликолей с метиловым спиртом, этиловым спиртом, изопропиловым спиртом.Known mutual solvent included in the acid composition for processing bottom-hole zones of wells (RF patent No. 2319726, С09K 8/72, ЕВВ 43/27, 03/20/2008, prototype), containing, in addition to the mutual solvent, also water, inhibited partially hydrolyzed aluminum chloride potassium fluoride and a surfactant, moreover, as a mutual solvent in the composition, for example, mixtures of technical glycerol or polyglycols with methyl alcohol, ethyl alcohol, isopropyl alcohol are used.
Недостатком данного взаимного растворителя является низкая эффективность, обусловленная следующим.The disadvantage of this mutual solvent is the low efficiency due to the following.
1. Невозможность предотвращения осаждения солей щелочных и щелочноземельных металлов в пласте при кислотной обработке (Дымент О.Н., Казанский К.С., Мирошников A.M. Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена. Москва, Изд-во Химия, 1976, с.376). Вследствие низкой растворимости NaCl в спиртах имеет место интенсивное осадкообразование при смешивании с минерализованными водами (в метаноле - 1,31 вес.% при 20°С; в этаноле - 0,176 вес.% при 20°С) (Справочник по растворимости, Москва, 1961, т.1, книга 1). Полигликоли марки А в основном содержат этиленгликоль, для которого в отличие от высших полигликолей не характерно комплексообразование с солями щелочных и щелочноземельных металлов и сольватация катионов (Vogtie F., Weber E. Angewandte Chemie, 1979, 91, 10,8.813.; Райхардт К. Растворители и эффекты среды в органической химии, Москва, Мир, 1961, стр.336.; Willis H. Baldwin, Richard J. Raridon, Kurt A. Kraus, Journal of Physical Chemistry Vol.75. №10,1969, P. 4317).1. The inability to prevent the deposition of salts of alkali and alkaline earth metals in the reservoir during acid treatment (Dyment ON, Kazansky KS, Miroshnikov AM Glycols and other derivatives of ethylene and propylene oxides. Moscow, Chemistry Publishing House, 1976, p. 376). Due to the low solubility of NaCl in alcohols, intense precipitation occurs when mixed with mineralized waters (1.31 wt.% At 20 ° C in methanol; 0.176 wt.% At ethanol at 20 ° C) (Solubility Handbook, Moscow, 1961 , vol. 1, book 1). Grade A polyglycols mainly contain ethylene glycol, which unlike higher polyglycols is not characterized by complexation with salts of alkali and alkaline earth metals and solvation of cations (Vogtie F., Weber E. Angewandte Chemie, 1979, 91, 10.8.813 .; Reichardt K. Solvents and effects of the environment in organic chemistry, Moscow, Mir, 1961, p.336 .; Willis H. Baldwin, Richard J. Raridon, Kurt A. Kraus, Journal of Physical Chemistry Vol. 75. No. 10.1969, P. 4317 )
2. Взаимный растворитель-прототип может в процессе закачки в призабойную зону пласта вызвать отложение высокомолекулярных компонентов нефти в связи с низкой растворимостью в органической фазе; следствие последнего - образование эмульсий (INDUSTRIAL ANDENGINEERING CHEMISTRY. Vol.36, No. 8, 764).2. Mutual prototype solvent may, during injection into the bottomhole formation zone, cause the deposition of high molecular weight oil components due to the low solubility in the organic phase; a consequence of the latter is the formation of emulsions (INDUSTRIAL ANDENGINEERING CHEMISTRY. Vol. 36, No. 8, 764).
3. Применение полигликолей марки А (сорт 2) и марки Б, содержащих от 25% до 55% воды, не способствует удалению остаточной воды из порового пространства и, как следствие, не приводит к увеличению фазовой проницаемости пласта для нефти.3. The use of grade A polyglycols (grade 2) and grade B containing 25% to 55% water does not remove residual water from the pore space and, as a result, does not increase the phase permeability of the formation for oil.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности взаимного растворителя за счет обеспечения снижения опасности отложений и неорганического, и органического характера, без образования эмульсии.The problem to be solved and the expected technical result are to increase the efficiency of the mutual solvent by ensuring a reduced risk of deposits of both inorganic and organic nature, without the formation of an emulsion.
Поставленная задача решается тем, что взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, включающий алифатический спирт и добавку, отличается тем, что содержит в качестве добавки "Реагент-Гликойл" или «Пылеподавитель калийных солей» при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that a mutual solvent for compositions used in the oil industry, including aliphatic alcohol and an additive, is different in that it contains "Reagent-Glycoil" or "Potassium salts dust suppressor" in the following ratio of components, wt.%:
В качестве алифатического спирта взаимный растворитель может содержать, например, метиловый, этиловый, изопропиловый.As an aliphatic alcohol, the mutual solvent may contain, for example, methyl, ethyl, isopropyl.
Состав взаимного растворителя позволяет регулировать его плотность от 0,9 г/см3 до 1,2 г/см3, кинематическую вязкость от 140 мм2/с до 650 мм2/с при 25°С.The composition of the mutual solvent allows you to adjust its density from 0.9 g / cm 3 to 1.2 g / cm 3 , the kinematic viscosity from 140 mm 2 / s to 650 mm 2 / s at 25 ° C.
Снижение опасности образования осадков, обусловленной высокой растворимостью солей щелочных и щелочноземельных металлов в предлагаемом составе взаимного растворителя, нельзя было предсказать. Это явление может быть связано с необычными сольватационными свойствами компонентов данных взаимных растворителей и их взаимным влиянием при смешении. Максимальное содержание алифатического спирта не должно превышать 40%, так как при более высоких концентрациях последнего наблюдается осадкообразование. Предлагаемые взаимные растворители совместимы (взаимно растворимы и не дают осадка) с соляной, муравьиной, уксусной и оксиэтилидендифосфоновой (ингибитор солеотложений) кислотами.The reduction in the risk of precipitation due to the high solubility of salts of alkali and alkaline earth metals in the proposed composition of the mutual solvent could not be predicted. This phenomenon may be due to the unusual solvation properties of the components of these mutual solvents and their mutual influence upon mixing. The maximum content of aliphatic alcohol should not exceed 40%, since at higher concentrations of the latter precipitation is observed. The proposed mutual solvents are compatible (mutually soluble and do not precipitate) with hydrochloric, formic, acetic and hydroxyethylidene diphosphonic (scale inhibitor) acids.
При обработках добывающих скважин для предотвращения солеотложения (по технологии задавки ингибитора в пласт) использование взаимного растворителя позволяет очищать обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удалять с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, что увеличивает площадь поверхности, контактирующей с ингибитором солеотложения, обеспечивая подготовку пласта для более оптимальной сорбции ингибитора на породе пласта с последующей медленной и полной десорбцией ингибитора.When treating production wells to prevent scaling (using the technology of injecting an inhibitor into the formation), the use of a mutual solvent allows the treated pores and filtration channels to be cleaned of produced water and oil, and loosely bound water and a film of oil can be removed from the rock surface, which increases the surface area in contact with the scale inhibitor , providing formation preparation for more optimal sorption of the inhibitor on the rock formation followed by slow and complete desorption of the inhibitor.
Предлагаемый состав подавляет процессы гидратации и набухания глинистых материалов, что позволяет предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин.The proposed composition inhibits the hydration and swelling of clay materials, which helps to prevent scree and collapse of unstable clays.
Взаимный растворитель устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от минус 50°С до плюс 125°С, не ухудшает товарные характеристики нефти.Mutual solvent is stable and effective when used in temperature conditions from minus 50 ° С to plus 125 ° С, does not worsen commodity characteristics of oil.
Все компоненты, используемые в заявляемом составе, выпускаются отечественной промышленностью.All components used in the claimed composition are manufactured by domestic industry.
«Пылеподавитель калийных солей» - вязкая жидкость темного цвета, выпускается по ТУ 2422-083-05766801-98, представляет собой продукт переработки кубовых остатков производства гликолей, эфиров гликолей и окиси этилена и состоящий из смеси моно-, ди-, три-, тетра-, пентагликолей и моноэтиловых эфиров три- и тетраэтиленгликолей. Применяется в производстве минеральных удобрений для снижения пылеобразования.“Potassium salts dust suppressor” - a dark viscous liquid, produced according to TU 2422-083-05766801-98, is a product of the processing of bottoms for the production of glycols, glycol ethers and ethylene oxide and consisting of a mixture of mono-, di-, tri-, tetra -, pentaglycols and monoethyl esters of tri- and tetraethylene glycols. It is used in the production of mineral fertilizers to reduce dust formation.
Характеристики «Пылеподавителя калийных солей» следующие.The characteristics of the “Potassium salts dust suppressor” are as follows.
"Реагент-Гликойл" выпускается по ТУ 2422-130-05766801-2003 разных марок."Reagent-Glycoil" is produced according to TU 2422-130-05766801-2003 of different brands.
Марка ГЛИКОЙЛ-1 представляет собой смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с олигомерами окисей этилена и пропилена. Область применения: в качестве присадки в буровых растворах для улучшения их эксплуатационных характеристик.The GLIKOIL-1 brand is a mixture of bottoms from the production of ethylene glycol and glycol monoesters with oligomers of ethylene and propylene oxides. Scope: as an additive in drilling fluids to improve their performance.
Марки ГЛИКОЙЛ ПГ-20 и ГЛИКОЙЛ ПГ-40 представляют собой смесь олигомеров окиси этилена (пропилена), полученных щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена). Область применения: в качестве пеногасителя водных систем, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности и в микробиологических процессах производства дрожжей.GLIKOIL PG-20 and GLIKOIL PG-40 grades are a mixture of ethylene oxide (propylene) oligomers obtained by alkaline polymerization of ethylene oxide (propylene). Scope: as a defoamer of water systems used in the oil and gas industry and in microbiological processes for the production of yeast.
Характеристики разных марок "Реагента-Гликойл" следующие.The characteristics of the various brands of Reagent-Glycoil are as follows.
Предлагаемый взаимный растворитель готовят перемешиванием компонентов при любой последовательности загрузки.The proposed mutual solvent is prepared by mixing the components at any loading sequence.
Примеры приготовления и исследования взаимного растворителяExamples of preparation and study of a mutual solvent
В реактор (V=5,0 м3) загружают 0,6 тонны спирта этилового и затем при перемешивании закачивают 2,4 тонны "Реагента-Гликойл" (ТУ 2422-130-05766801-2003) или «Пылеподавитель калийных солей» (ТУ 2422-083-05766801-98) при 20°С.0.6 tons of ethyl alcohol are charged into the reactor (V = 5.0 m 3 ) and then 2.4 tons of Reagent-Glycoil (TU 2422-130-05766801-2003) or Potassium Dust Suppressor (TU) are pumped with stirring. 2422-083-05766801-98) at 20 ° C.
Продукт перемешивают еще 0,5 ч и разливают в бочки. Аналогичным способом готовят и другие составы.The product is stirred for another 0.5 hours and poured into barrels. Other formulations are prepared in a similar manner.
Исследовались составы взаимного растворителя (мас.%).The compositions of the mutual solvent (wt.%) Were investigated.
Состав №1 10% метиловый спирт и 90% «Реагент-Гликойл».Composition No. 1 10% methyl alcohol and 90% Reagent-Glycoil.
Состав №2 10% метиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 2 10% methyl alcohol and 90% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №3 35% метиловый спирт и 65% «Реагент-Гликойл».Composition No. 3 35% methyl alcohol and 65% Reagent-Glycoil.
Состав №4 40% метиловый спирт и 60% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 4 40% methyl alcohol and 60% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №5 50% метиловый спирт и 50% «Реагент-Гликойл».Composition No. 5 50% methyl alcohol and 50% Reagent-Glycoil.
Состав №6 45% метиловый спирт и 55% «Реагент-Гликойл».Composition No. 6 45% methyl alcohol and 55% Reagent-Glycoil.
Состав №7 10% этиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 7 10% ethyl alcohol and 90% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №8 20% этиловый спирт и 80% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 8 20% ethyl alcohol and 80% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №9 30% этиловый спирт и 70% «Реагент-Гликойл».Composition No. 9 30% ethyl alcohol and 70% "Reagent-Glycoil".
Состав №10 35% этиловый спирт и 65% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 10 35% ethyl alcohol and 65% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №11 40% этиловый спирт и 60% «Реагент-Гликойл».Composition No. 11 40% ethyl alcohol and 60% Reagent-Glycoil.
Состав №12 50% этиловый спирт и 50% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 12 50% ethyl alcohol and 50% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №13 10% изопропиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 13 10% isopropyl alcohol and 90% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №14 20% изопропиловый спирт и 80% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 14 20% isopropyl alcohol and 80% "Potassium salts dust suppressor".
Состав №15 25% изопропиловый спирт и 75% «Реагент-Гликойл».Composition No. 15 25% isopropyl alcohol and 75% Reagent-Glycoil.
Состав №16 30% изопропиловый спирт и 70% «Реагент-Гликойл».Composition No. 16 30% isopropyl alcohol and 70% Reagent-Glycoil.
Состав №17 40% изопропиловый спирт и 60% «Пылеподавитель калийных солей».Composition No. 17 40% isopropyl alcohol and 60% "Dust suppressor of potassium salts."
Состав №18 45% изопропиловый спирт и 55% «Реагент-Гликойл».Composition No. 18 45% isopropyl alcohol and 55% Reagent-Glycoil.
Состав по прототипу: 45% этиловый спирт и 55% полигликоли.The composition of the prototype: 45% ethyl alcohol and 55% polyglycols.
1. Совместимость взаимного растворителя с водными растворами CaCl2, NaCl и минерализованной водой (МПВ).1. Compatibility of the mutual solvent with aqueous solutions of CaCl 2 , NaCl and mineralized water (MPV).
Совместимость определяют по отсутствию расслоения реагента и образования осадков при темперагурах 20°С и 90°С в течение 1 ч Результаты представлены в табл.1-6.Compatibility is determined by the absence of reagent separation and precipitation at temperatures 20 ° C and 90 ° C for 1 h. The results are presented in tables 1-6.
СовместимостьAbsolutely clear solution. Full
Compatibility
Как видно из таблиц 1-6, при содержании в составе взаимного растворителя алифатического спирта более 40 мас.% в некоторых случаях, например при высокой температуре, происходит помутнение или образование солевого осадка.As can be seen from tables 1-6, when the content in the composition of the mutual solvent of aliphatic alcohol is more than 40 wt.% In some cases, for example at high temperature, turbidity or the formation of salt precipitate occurs.
2. Совместимость составов взаимного растворителя с кислотами.2. Compatibility of the compositions of the mutual solvent with acids.
К образцам взаимных растворителей (составы №№3, 4, 11) добавляли соляную HCl, плавиковую HF или оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ) кислоту в количествах, обеспечивающих соответственно получение растворов указанных кислот во взаимных растворителях следующих процентных концентраций:Hydrochloric HCl, hydrofluoric HF, or hydroxyethylidene diphosphonic (HEDP) acid was added to the samples of mutual solvents (compositions nos. 3, 4, 11) in amounts that provided solutions of the indicated acids in mutual solvents of the following percentage concentrations, respectively:
5% раствор HCl во взаимном растворителе5% solution of HCl in a mutual solvent
8% раствор HCl во взаимном растворителе8% HCl solution in a mutual solvent
10% раствор HCl во взаимном растворителе10% HCl solution in a mutual solvent
12% раствор HCl во взаимном растворителе12% HCl solution in a mutual solvent
2% раствор HF во взаимном растворителе2% solution of HF in a mutual solvent
4% раствор HF во взаимном растворителе4% solution of HF in a mutual solvent
10% раствор ОЭДФ во взаимном растворителе10% OEDP solution in a mutual solvent
20% раствор ОЭДФ во взаимном растворителе.20% HEDP solution in a mutual solvent.
Приготовленные растворы кислот во взаимном растворителе выдерживались при температурах 20°С, 60°С, 90°С в течение 1 часа с растворами CaCl2 (ρ=1,33 г/мл) и NaCl (ρ=1,18 г/мл), взятыми в объемных соотношениях раствор кислоты во взаимном растворителе: раствор CaCl2 или NaCl, равных 1:9, 3:7, 1:1, 7:3, 9:1.The prepared acid solutions in a mutual solvent were kept at temperatures of 20 ° С, 60 ° С, 90 ° С for 1 hour with solutions of CaCl 2 (ρ = 1.33 g / ml) and NaCl (ρ = 1.18 g / ml) taken in volume ratios of a solution of an acid in a mutual solvent: a solution of CaCl 2 or NaCl equal to 1: 9, 3: 7, 1: 1, 7: 3, 9: 1.
Полученные растворы прозрачны, не наблюдается помутнений или выпадения каких-либо осадков.The resulting solutions are transparent, there is no turbidity or any precipitation.
При применении взаимного растворителя (прототипа), содержащего 5% HCl, 10% HCl или 10% ОЭДФ, с раствором NaCl (ρ=1,18 г/мл) наблюдается образование осадка.When using a mutual solvent (prototype) containing 5% HCl, 10% HCl or 10% HEDP, with a NaCl solution (ρ = 1.18 g / ml), a precipitate is formed.
3. Сравнительные данные по восстановлению проницаемости.3. Comparative data on the restoration of permeability.
Предварительно через образцы кернов прокачивалась вода, нефть в объеме 100 мл и определялась их проницаемость. Далее через образцы кернов прокачивали взаимный растворитель и определяли изменение проницаемости. Исследования проводились при температуре 80°С и давлении 120 кг/см2. Результаты представлены в табл.7.Previously, water and oil in a volume of 100 ml were pumped through core samples and their permeability was determined. Then, a mutual solvent was pumped through core samples and the change in permeability was determined. The studies were carried out at a temperature of 80 ° C and a pressure of 120 kg / cm 2 . The results are presented in table.7.
Как видно из табл.7, при воздействии на водонасыщенные образцы кернов заявляемым взаимным растворителем отмечается значительное улучшение их фильтрационных характеристик: от 73% до 100%.As can be seen from table 7, when exposed to water-saturated core samples of the claimed mutual solvent, there is a significant improvement in their filtration characteristics: from 73% to 100%.
При применении взаимного растворителя-прототипа улучшение фильтрационных характеристик незначительное (табл.7, пример 11).When using a mutual prototype solvent, the improvement in filtration characteristics is negligible (table 7, example 11).
4. Совместимость взаимного растворителя с органической фазой.4. Compatibility of the mutual solvent with the organic phase.
Совместимость определяют по отсутствию расслоения.Compatibility is determined by the absence of delamination.
Для моделирования нефтяной фракции при смешении с взаимным растворителем использовали изооктан.To model the oil fraction when mixed with a mutual solvent, isooctane was used.
К 10 мл изооктана добавляли 2 мл взаимного растворителя (составы №№1, 7, 14, 16) и нагревали до 70°С. Наблюдали взаимное растворение.To 10 ml of isooctane was added 2 ml of a mutual solvent (compositions No. 1, 7, 14, 16) and heated to 70 ° C. Mutual dissolution was observed.
При смешении 10 мл изооктана и 2 мл взаимного растворителя по прототипу наблюдается расслоение на органическую фазу и воду.When mixing 10 ml of isooctane and 2 ml of a mutual solvent according to the prototype, separation into the organic phase and water is observed.
5. Растворимость АСПО во взаимном растворителе.5. Solubility of paraffin in a mutual solvent.
На модельных системах изучено влияние взаимного растворителя в качестве растворителя для удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны пласта.On model systems, the influence of a mutual solvent as a solvent for the removal of paraffin deposits from the surface of oilfield equipment and the bottom-hole formation zone has been studied.
В качестве взаимного растворители применяли составы №13, 14 и 17.As a mutual solvent used compounds No. 13, 14 and 17.
Опыты проводили при 70°С в течение 1 ч.The experiments were carried out at 70 ° C for 1 h.
По окончании опыта остаток отложений на металлической сетке выдерживали в термостатном шкафу при температуре 90°С до постоянного веса. Взвешивание проводили на аналитических весах с точностью до 0.0001 грамма.At the end of the experiment, the remainder of the deposits on the metal mesh was kept in a thermostatic cabinet at a temperature of 90 ° C until constant weight. Weighing was carried out on an analytical balance accurate to 0.0001 grams.
Установлено, что растворимость АСПО в составе №13 составляет 70%, в составе №14 59% и составе №17 37%.It was found that the solubility of paraffin in the composition No. 13 is 70%, in the composition No. 14 59% and composition No. 17 37%.
При использовании взаимного растворителя-прототипа убыль массы АСПО при 70°С не превышала 5%.When using a prototype mutual solvent, the ASPA mass loss at 70 ° C did not exceed 5%.
6. Исследования процессов эмульгирования.6. Studies of emulsification processes.
Способность предлагаемого взаимного растворителя предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фаз после встряхивания смеси равных объемов продукции скважины и взаимного растворителя в градуированной пробирке; при пропускании смеси через сито с размером ячейки 0,149 мм в случае образования эмульсии на сите оставались бы следы.The ability of the proposed mutual solvent to prevent the formation of emulsions with oil was determined by the volume of the aqueous and oil phases after shaking the mixture of equal volumes of well production and the mutual solvent in a graduated tube; if the mixture was passed through a sieve with a mesh size of 0.149 mm, if an emulsion formed, there would be traces on the sieve.
Исследования эмульгирующей способности предлагаемого взаимного растворителя (составы №1, 7, 8, 14) показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью не образуется. Смеси нефти, воды и взаимного растворителя после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-20 мин.Studies of the emulsifying ability of the proposed mutual solvent (compounds No. 1, 7, 8, 14) showed that emulsions do not form when interacting with oil. A mixture of oil, water and a mutual solvent after shaking was completely separated into aqueous and organic phases for 5-20 minutes.
При применении взаимного растворителя-прототипа наблюдалось образование эмульсии.When using a mutual prototype solvent, emulsion formation was observed.
Таким образом, доказано, что предлагаемый термо- и солестойкий взаимный растворитель пригоден для применения в нефтедобывающей промышленности и эффективнее прототипа за счет снижения опасности отложений и неорганического, и органического характера без образования эмульсий с продукцией скважин.Thus, it is proved that the proposed heat and salt resistant mutual solvent is suitable for use in the oil industry and more efficient than the prototype by reducing the risk of deposits and inorganic and organic in nature without the formation of emulsions with well products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010109435/03A RU2411275C1 (en) | 2010-03-12 | 2010-03-12 | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010109435/03A RU2411275C1 (en) | 2010-03-12 | 2010-03-12 | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2411275C1 true RU2411275C1 (en) | 2011-02-10 |
Family
ID=46309249
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010109435/03A RU2411275C1 (en) | 2010-03-12 | 2010-03-12 | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2411275C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2561630C2 (en) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Biopolymer drilling mud sbk-uni-drill-pro (hard) |
| RU2561634C2 (en) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Biopolymer drilling mud sbk-uni (plus) |
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
| CN116288386A (en) * | 2023-03-29 | 2023-06-23 | 四川阳光坚端铝业有限公司 | A vertical electrostatic powder spraying alkaline pretreatment process |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2152375C1 (en) * | 1999-01-10 | 2000-07-10 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Composition for eliminating dustiness and caking of mineral fertilizers |
| RU2244111C1 (en) * | 2003-08-27 | 2005-01-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |
| RU2270913C2 (en) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Method for well bottom zone treatment |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
-
2010
- 2010-03-12 RU RU2010109435/03A patent/RU2411275C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2152375C1 (en) * | 1999-01-10 | 2000-07-10 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Composition for eliminating dustiness and caking of mineral fertilizers |
| RU2244111C1 (en) * | 2003-08-27 | 2005-01-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |
| RU2270913C2 (en) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Method for well bottom zone treatment |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2561630C2 (en) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Biopolymer drilling mud sbk-uni-drill-pro (hard) |
| RU2561634C2 (en) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Biopolymer drilling mud sbk-uni (plus) |
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
| CN116288386A (en) * | 2023-03-29 | 2023-06-23 | 四川阳光坚端铝业有限公司 | A vertical electrostatic powder spraying alkaline pretreatment process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US12037542B2 (en) | Method of using multicarboxylate compositions in enhanced oil recovery | |
| US11560351B2 (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells | |
| US10421707B2 (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells | |
| EP2861692B1 (en) | Process to produce oil or gas from a subterranean formation using a chelating agent | |
| CN107109201B (en) | Polymer composition | |
| EP3194522B1 (en) | Well service fluid compositions and method of using microemulsions as flowback aids | |
| US11168244B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| WO2012112328A1 (en) | Composition and method for removing filter cake | |
| RU2411275C1 (en) | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry | |
| CA2978559A1 (en) | Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates | |
| RU2612756C2 (en) | Use of carbon dioxide soluble nonionic surfactants for enhanced crude oil recovery | |
| US10647907B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
| EP3778828A1 (en) | Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery | |
| 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 | |
| US20220298408A1 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| KR102885454B1 (en) | Branched amino acid surfactants for oil and gas production | |
| CN1222680C (en) | Method for recovering water-soluble surfactant | |
| RU2411276C1 (en) | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry | |
| AU2017200953A1 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2254459C1 (en) | Oil formation treatment emulsion | |
| RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
| RU2383577C1 (en) | Composition for removal of salt deposits in well | |
| RU2309176C2 (en) | Technological liquid for perforation and damping holes | |
| CA3056225C (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
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: 20191206 |