RU2641044C1 - Acidising composition for bottomhole formation zone - Google Patents
Acidising composition for bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2641044C1 RU2641044C1 RU2017100423A RU2017100423A RU2641044C1 RU 2641044 C1 RU2641044 C1 RU 2641044C1 RU 2017100423 A RU2017100423 A RU 2017100423A RU 2017100423 A RU2017100423 A RU 2017100423A RU 2641044 C1 RU2641044 C1 RU 2641044C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- oil
- water
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 claims abstract description 12
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 8
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 8
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 4
- -1 hydroxyethylidene Chemical group 0.000 claims description 3
- ZUQOBHTUMCEQBG-UHFFFAOYSA-N 4-amino-5-hydroxynaphthalene-1,7-disulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC(O)=C2C(N)=CC=C(S(O)(=O)=O)C2=C1 ZUQOBHTUMCEQBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ZZZCUOFIHGPKAK-UHFFFAOYSA-N D-erythro-ascorbic acid Natural products OCC1OC(=O)C(O)=C1O ZZZCUOFIHGPKAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229930003268 Vitamin C Natural products 0.000 claims 1
- 235000019154 vitamin C Nutrition 0.000 claims 1
- 239000011718 vitamin C Substances 0.000 claims 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 16
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 11
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 abstract description 11
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 abstract description 11
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 abstract description 5
- 102000008133 Iron-Binding Proteins Human genes 0.000 abstract description 2
- 108010035210 Iron-Binding Proteins Proteins 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical class [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 2
- 235000006708 antioxidants Nutrition 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 235000012241 calcium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012243 magnesium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи нефти с применением химических средств на основе соляной кислоты, путем комплексного солянокислотного воздействия на призабойную зону нефтяного пласта (ПЗНП) для интенсификации притока нефти при увеличении нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных пластов.The invention relates to the field of the oil industry, in particular to the technology of oil production using chemicals based on hydrochloric acid, by complex hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir (EOR) to enhance oil flow while increasing oil recovery of low-permeable carbonate formations.
Интенсификация добычи нефти является актуальной задачей нефтяной отрасли. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на ПЗНП с целью восстановления и улучшения фильтрационных характеристик коллектора являются кислотные обработки скважин.Intensification of oil production is an urgent task for the oil industry. One of the most common types of impact on EOR with the aim of restoring and improving the filtration characteristics of the reservoir is acid treatment of wells.
Наибольшие осложнения возникают в случае содержания в пласте, скважине или в самой соляной кислоте соединений трехвалентного железа. Присутствие даже незначительного количества ионов трехвалентного железа приводит к образованию нерастворимой гидроокиси железа после истощения кислоты и, как следствие, к кольматации и снижению проницаемости ПЗНП.The greatest complications arise if ferric iron compounds are present in the formation, well, or in hydrochloric acid itself. The presence of even an insignificant amount of ferric ions leads to the formation of insoluble iron hydroxide after acid depletion and, as a result, to colmatization and reduced permeability of ECD.
Оксиды железа Fe(III) выпадают при pH>~2. Осадки в виде желатиновых сгустков блокируют перфорации или поры в призабойной зоне и могут вызвать выпадение асфальтенов и образование эмульсий.Iron oxides Fe (III) precipitate at pH> ~ 2. Precipitation in the form of gelatinous clots blocks perforations or pores in the near-wellbore zone and can cause precipitation of asphaltenes and the formation of emulsions.
Оксиды железа Fe(II) выпадают при pH>~7. Отработанные кислотные составы редко поднимаются выше pH=6.0, поэтому выпадение этого оксида железа обычно не представляет проблем.Iron oxides Fe (II) precipitate at pH> ~ 7. Spent acid formulations rarely rise above pH = 6.0, so precipitation of this iron oxide is usually not a problem.
Известны технические решения, предусматривающие увеличение эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду за счет увеличения длительности этого воздействия путем введения органической кислоты. Например, известен состав, содержащий ингибированную соляную кислоту, уксусную кислоту и воду (Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966 г., с. 25; Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972 г., с. 51).Known technical solutions for increasing the efficiency of exposure to hydrochloric acid on the treated medium by increasing the duration of this exposure by introducing an organic acid. For example, a composition is known containing inhibited hydrochloric acid, acetic acid and water (Loginov B.G. et al. Guide to acid treatment of wells. - M .: Nedra, 1966, p. 25; Loginov B.G. et al. Guidelines for acid treatment of wells. - M.: VNIIOENG, 1972, p. 51).
Недостатком данных рецептур является то, что растворы соляной кислоты характеризуются повышенным содержанием ионов трехвалентного железа, что приводит к коррозии оборудования. После истощения кислоты происходит гидролиз железа с образованием гидроокиси, стабилизирующей эмульсии и кольматирующих образований в пласте, что препятствует глубокому проникновению состава в пласт и ведет к снижению эффективности кислотной обработки.The disadvantage of these formulations is that hydrochloric acid solutions are characterized by an increased content of ferric ions, which leads to equipment corrosion. After acid depletion, hydrolysis of iron occurs with the formation of hydroxide, stabilizing emulsions and colmatizing formations in the formation, which prevents the deep penetration of the composition into the formation and reduces the effectiveness of acid treatment.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта с использованием соляной кислоты, где в качестве комплексообразователя ионов трехвалентного железа используют добавку лигносульфонатов технических (Патент РФ № 2013530, опубл. 30.05.1994 г.).A known composition for the acid treatment of the bottom of the formation using hydrochloric acid, where as a complexing agent of ferric ions, an additive of technical lignosulfonates is used (RF Patent No. 2013530, publ. 05/30/1994).
Недостатком состава является то, что лигносульфонаты технические при снижении концентрации кислоты, после реакции с породой коллектора, образуют нерастворимые осадки с солями кальция и магния.The lack of composition is that technical lignosulfonates, when the acid concentration decreases, after reaction with the reservoir rock, form insoluble precipitates with calcium and magnesium salts.
Известен также поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен», катионное ПАВ, стабилизатор железа (ОЭДФ К или Трилон-Б), (Патент РФ № 2494136, опубл. 27.09.2013 г.).Also known is a surface-active acid composition for treating carbonate reservoirs, including hydrochloric acid, an alcohol-containing compound, a technical detergent TMS ZheniLen, a cationic surfactant, an iron stabilizer (OEDP K or Trilon-B), (RF Patent No. 2494136, publ. September 27, 2009 .2013).
Недостатком данной композиции является присутствие силиката натрия в составе технического моющего средства «ЖениЛен». При закачке композиции в карбонатный пласт образуются ионы Ca2+ и Mg2+, кроме того, в пластовых водах эти ионы присутствуют в виде солей CaCl2 и MgCl2. Наличие данных ионов приводит к образованию нерастворимых осадков силикатов кальция и магния.The disadvantage of this composition is the presence of sodium silicate in the composition of the technical detergent "Zhenilen." When the composition is injected into the carbonate formation, Ca 2+ and Mg 2+ ions are formed , in addition, in the formation waters, these ions are present in the form of CaCl 2 and MgCl 2 salts. The presence of these ions leads to the formation of insoluble precipitates of calcium and magnesium silicates.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, уксусную кислоту, соляную кислоту и воду (Патент РФ № 2138634, опубл. 27.09.1999 г.). В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) известный состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (ПВТА) при следующем соотношении ингредиентов, мас. %.Closest to the proposed invention by technical essence is a composition for acid treatment of the bottomhole formation zone containing a surfactant, acetic acid, hydrochloric acid and water (RF Patent No. 2138634, publ. 09/27/1999). As a surface-active substance (surfactant), the known composition contains the product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide (PVTA) in the following ratio of ingredients, wt. %
Продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - 0,03-0,3; уксусная кислота 2,5-3,0; соляная кислота 10,0-24,0; вода - остальное. Указанный известный состав характеризуется низким межфазным поверхностным натяжением на границе с нефтью, высокой проникающей и деэмульгирующей способностью, хорошо диспергирует асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) за счет использования высокоэффективного ПАВ.The product of the interaction of tertiary amines with hydrogen peroxide is 0.03-0.3; acetic acid 2.5-3.0; hydrochloric acid 10.0-24.0; water is the rest. The specified known composition is characterized by low interfacial surface tension at the border with oil, high penetrating and demulsifying ability, well disperses asphalt resin-paraffin deposits (AFS) due to the use of highly effective surfactants.
К недостатку известного состава следует отнести высокую коррозионную активность, что приводит к быстрому накоплению в кислотном составе трехвалентного железа в количествах, превышающих комплексообразующую емкость уксусной кислоты, входящей в состав, и, как следствие, к снижению эффективности кислотной стимуляции нефтяных скважин из-за образования нерастворимой гидроокиси трехвалентного железа, стабилизирующей нефтяные эмульсии и кольматирующей пласт.A disadvantage of the known composition is the high corrosivity, which leads to the rapid accumulation in the acid composition of ferric iron in amounts exceeding the complexing capacity of the acetic acid included in the composition, and, as a result, to a decrease in the efficiency of acid stimulation of oil wells due to the formation of insoluble ferric hydroxides, stabilizing oil emulsions and seizing reservoir.
Целью предлагаемого изобретения является улучшение технологических свойств известного состава в процессе эксплуатации за счет снижения коррозионной активности, придание составу стабилизирующей способности в отношении ионов железа с сохранением других положительных характеристик состава.The aim of the invention is to improve the technological properties of the known composition during operation by reducing corrosion activity, giving the composition a stabilizing ability with respect to iron ions while maintaining other positive characteristics of the composition.
Поставленная цель достигается тем, что известный состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту, уксусную кислоту и воду, дополнительно содержит аскорбиновую, оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ К) кислоты и метабисульфит натрия, а в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) гидрофобизатор ИВВ-1, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:This goal is achieved in that the known composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone, containing a surfactant, hydrochloric acid, acetic acid and water, additionally contains ascorbic, hydroxyethylidene diphosphonic (OEDP K) acids and sodium metabisulfite, and as a surfactant (Surfactant) water repellent IVV-1, in the following ratio of ingredients, wt. %:
- соляная кислота - 12-15- hydrochloric acid - 12-15
- уксусная кислота - 1,0-5,0- acetic acid - 1.0-5.0
- гидрофобизатор ИВВ-1 - 0,5-1,2- water repellent IVV-1 - 0.5-1.2
- аскорбиновая кислота - 0,5-0,7- ascorbic acid - 0.5-0.7
- ОЭДФК - 1,0-1,2- OEDFK - 1.0-1.2
- метабисульфит натрия - 0,03-0,05- sodium metabisulfite - 0.03-0.05
- вода - остальное.- water - the rest.
Одновременное присутствие в предлагаемом кислотном составе ОЭДФ К, аскорбиновой кислоты и метабисульфита натрия в оптимальных соотношениях, подобранных эмпирически, обеспечивают составу высокую «железоемкость» до 2000 ррм (0,2%) и выше.The simultaneous presence in the proposed acid composition of OEDP K, ascorbic acid and sodium metabisulfite in optimal proportions, selected empirically, provide the composition with high iron intensity up to 2000 ppm (0.2%) and higher.
ОЭДФ К является комплексоном хелатного типа.OEDP K is a chelate complexone.
Высокая устойчивость и широкий интервал pH существования растворимых комплексонатов Fe(III) с ОЭДФ К являются положительным фактором при использовании ОЭДФ К для удаления железооксидных отложений. Введение комплексообразующего реагента препятствует также отложению солей, обеспечивает удаление солей со скважинного оборудования даже при низкой кислотности состава, при этом нефтепромысловое оборудование не подвергается значительной коррозии и позволяет использовать кислотные составы при минерализации пластовых вод 15-250 г/л.The high stability and wide pH range of the existence of soluble Fe (III) complexonates with HEDP K are a positive factor when using HEDP K to remove iron oxide deposits. The introduction of a complexing reagent also prevents the deposition of salts, ensures the removal of salts from downhole equipment even at low acidity of the composition, while the oilfield equipment does not undergo significant corrosion and allows the use of acidic compounds in the salinity of formation water 15-250 g / l.
Аскорбиновая кислота, являясь активным восстановителем, используется в кислотном составе для восстановления железа(III) в железо(II), предотвращая т.о. образование нерастворимых сгустков гидроокиси железа(III).Ascorbic acid, being an active reducing agent, is used in the acid composition to reduce iron (III) to iron (II), thus preventing the formation of insoluble clots of iron hydroxide (III).
Метабисульфит натрия, являясь сильным антиоксидантом, играет в кислотном составе роль стабилизатора аскорбиновой кислоты. Механизм стабилизации заключается в том, что метабисульфит натрия окисляется легче, чем аскорбиновая кислота, и кислород, растворенный в кислотном составе, расходуется на окисление стабилизатора, тем самым защищая аскорбиновую кислоту от преждевременного окисления.Sodium metabisulfite, being a strong antioxidant, plays the role of an ascorbic acid stabilizer in the acid composition. The stabilization mechanism consists in the fact that sodium metabisulfite is oxidized more easily than ascorbic acid, and oxygen dissolved in the acid composition is used to oxidize the stabilizer, thereby protecting ascorbic acid from premature oxidation.
Кроме того, аскорбиновая кислота и метабисульфит натрия, являясь сильными антиоксидантами, снижают коррозионную активность состава.In addition, ascorbic acid and sodium metabisulfite, being strong antioxidants, reduce the corrosion activity of the composition.
Использование гидрофобизатора ИВВ-1, в качестве ингибитора коррозии, в совокупности с описанными выше реагентами, способствует снижению коррозионной активности состава до нормативного уровня. Неоспоримым преимуществом гидрофобизатора ИВВ-1 является его многофункциональность. Являясь ингибитором коррозии, он одновременно снижает межфазное натяжение на границе с нефтью, служит для удаления связанной воды из пласта и гидрофобизации поровой поверхности, обладает бактерицидными свойствами.The use of the IVB-1 water repellent agent, as a corrosion inhibitor, together with the reagents described above, helps to reduce the corrosion activity of the composition to a standard level. The indisputable advantage of the IVB-1 water repellent is its multifunctionality. Being a corrosion inhibitor, it simultaneously reduces interfacial tension at the border with oil, serves to remove bound water from the formation and hydrophobize the pore surface, and has bactericidal properties.
Уксусная кислота значительно медленнее реагирует с карбонатами, чем соляная кислота, поэтому введение ее в состав позволяет замедлить скорость нейтрализации основной массы соляной кислоты.Acetic acid reacts much more slowly with carbonates than hydrochloric acid, so its introduction into the composition allows you to slow down the rate of neutralization of the bulk of hydrochloric acid.
Соляная кислота в составе является базовым реагентом, требуемые свойства которому обеспечиваются вышеуказанными добавками.Hydrochloric acid in the composition is a basic reagent, the required properties of which are provided by the above additives.
Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что дает основания сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями "новизна" и "изобретательский уровень".An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object that has the claimed combination of features and the presence of the above properties and advantages, which gives reason to conclude that the proposed composition has the criteria of "novelty" and "inventive step "
Для приготовления предлагаемого состава используются следующие реагенты, выпускаемые отечественными производителями:To prepare the proposed composition, the following reagents are used, produced by domestic manufacturers:
- соляная кислота (HCl) выпускается по ГОСТ 857-95 или по ТУ 6-01-04689381-85-92;- hydrochloric acid (HCl) is produced according to GOST 857-95 or according to TU 6-01-04689381-85-92;
- уксусная кислота техн. (CH3COOH) выпускается по ГОСТ 19814-74;- acetic acid tech. (CH 3 COOH) is produced according to GOST 19814-74;
- гидрофобизатор ИВВ-1 выпускается по ТУ 2482-013-13164401-94, представляет собой водорастворимое четвертичное аммониевое основание в растворе изопропилового спирта;- IVF-1 water repellent is produced according to TU 2482-013-13164401-94, is a water-soluble quaternary ammonium base in a solution of isopropyl alcohol;
- ОЭДФ К выпускается по ТУ 2439-263-05763441-2002, изм. 1, 2;- OEDF K is produced according to TU 2439-263-05763441-2002, amend. 12;
- аскорбиновая кислота выпускается по ГОСТ 4815-76;- ascorbic acid is produced in accordance with GOST 4815-76;
- метабисульфит натрия (пиросульфит натрия - Na2S2O5) выпускается по ГОСТ 11683-76, изм. 2, 3.- sodium metabisulfite (sodium pyrosulfite - Na 2 S 2 O 5 ) is produced according to GOST 11683-76, rev. 2, 3.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в создании кислотного состава, обладающего низкой коррозионной активностью, замедленной скоростью реагирования с карбонатной породой, отсутствием образования АСПО за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращением выпадения вторичных осадков и высокой способностью связывания железа.The technical result achieved by the present invention is to create an acid composition having low corrosion activity, a slowed down reaction rate with carbonate rock, the absence of an ARPD due to the low interfacial surface tension at the oil boundary, the prevention of secondary precipitation and high iron binding ability.
Предлагаемый состав для кислотной обработки представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, стабилен при перевозке и хранении. Изготавливается в условиях промышленного производства.The proposed composition for acid treatment is a liquid from colorless to brown in color, stable during transport and storage. It is made in the conditions of industrial production.
Пример приготовления предлагаемого кислотного состава в лабораторных условиях.An example of the preparation of the proposed acid composition in laboratory conditions.
Брали 50 г соляной кислоты 24% концентрации, добавляли к ней 3 г уксусной кислоты, 0,5 г гидрофобизатора ИВВ-1, 1 г ОЭДФ К, 0,5 г аскорбиновой кислоты, 0,03 г метабисульфита натрия; в результате получали кислотный состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %: соляная кислота - 12 (в пересчете на HCl); уксусная кислота - 3; гидрофобизатор ИВВ-1 - 0,5; ОЭДФ К - 1; аскорбиновая кислота - 0,5; метабисульфит натрия - 0,03; вода - 82,97.50 g of hydrochloric acid of 24% concentration was taken, 3 g of acetic acid, 0.5 g of IVB-1 hydrophobizer, 1 g of HEDP K, 0.5 g of ascorbic acid, 0.03 g of sodium metabisulfite were added to it; the result was an acid composition with the following ingredients, wt. %: hydrochloric acid - 12 (in terms of HCl); acetic acid - 3; water repellent IVV-1 - 0.5; OEDF K - 1; ascorbic acid - 0.5; sodium metabisulfite - 0.03; water 82.97.
Порядок смешения компонентов не влияет на характеристики состава. Кислотные составы с другим соотношением компонентов готовили аналогичным образом.The mixing order of the components does not affect the characteristics of the composition. Acid compositions with a different ratio of components were prepared in a similar manner.
В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:During laboratory tests, the following properties of the proposed acid composition were determined:
1. Межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой.1. Interfacial tension at the phase boundary between the proposed composition and the hydrocarbon phase.
Межфазное натяжение оценивали по методу объема капель с помощью сталагмометра марки СТ-1 (Сталагмометр СТ-1. Руководство по эксплуатации СТ-1 РЭ. ТУ-4318-010-04698277-2006).Interfacial tension was estimated using the droplet volume method using a ST-1 stalagmometer (ST-1 stalagmometer. Operation manual ST-1 RE. TU-4318-010-04698277-2006).
2. Способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой.2. The ability to prevent the formation of emulsions and precipitation when mixed with the hydrocarbon phase.
Изучение совместимости кислотного состава с нефтями проводили в соответствии с «Едиными техническими требованиями по основным классам химических реагентов», ОАО «Роснефть», № П1-01.05М-0044, М., 2016 г., на совместимость и эмульсеобразование.The compatibility of the acid composition with oils was studied in accordance with the Unified Technical Requirements for the Main Classes of Chemical Reagents, Rosneft OJSC, No. P1-01.05M-0044, M., 2016, for compatibility and emulsion formation.
Для этого готовили раствор хлорного железа в воде с концентрацией по иону Fe(III) 100000 ppm. Для приготовления 100 г раствора хлорного железа указанной концентрации берется 48,3 г FeCl3⋅6H2O и 51,7 г воды.For this, a solution of ferric chloride in water was prepared with a concentration of 100,000 ppm by Fe (III) ion. To prepare 100 g of a solution of ferric chloride of the indicated concentration, 48.3 g of FeCl 3 · 6H2O and 51.7 g of water are taken.
В стеклянную отградуированную пробирку с завинчивающейся пробкой наливали 50 мл исследуемого кислотного состава и вводили полученный раствор хлорного железа в количестве 0,5; 1,0; 1,5 мл, что соответствует концентрации по иону Fe(III) 1000, 2000, 3000 ppm (0,1-0,3%), соответственно. Затем в пробирку наливали 50 мл исследуемой нефти, завинчивали пробку и перемешивали интенсивным встряхиванием в течение 30 секунд.50 ml of the studied acid composition was poured into a glass graduated test tube with a screw cap and the resulting solution of ferric chloride in an amount of 0.5 was introduced; 1.0; 1.5 ml, which corresponds to a concentration of Fe (III) ion of 1000, 2000, 3000 ppm (0.1-0.3%), respectively. Then, 50 ml of the test oil was poured into the test tube, the stopper was screwed and mixed with vigorous shaking for 30 seconds.
После выдержки в течение 30 минут визуально проверяли содержимое пробирки на образование эмульсии. Затем содержимое пробирки фильтровали через металлическое сито из меди с ячейкой 0,200 мм на предмет образования сгустков. Состав считается выдержавшим испытание, если содержимое пробирок фильтруется за достаточно короткий промежуток времени через сито и на сите не остается смолянистого осадка или твердой фазы.After exposure for 30 minutes, the contents of the tube were visually checked for emulsion formation. Then the contents of the tube were filtered through a metal sieve of copper with a cell of 0.200 mm for the formation of clots. The composition is considered to have passed the test if the contents of the test tubes are filtered for a sufficiently short period of time through a sieve and no sludge or solid phase remains on the sieve.
3. Скорость взаимодействия кислотного состава с карбонатной породой.3. The rate of interaction of the acid composition with carbonate rock.
Определение скорости взаимодействия кислотного состава с карбонатной породой проводили следующим образом. Отшлифованный мраморный кубик с предварительно определенной площадью поверхности помещали в стеклянный стакан и взвешивали.The rate of interaction of the acid composition with the carbonate rock was determined as follows. A ground marble cube with a predetermined surface area was placed in a glass beaker and weighed.
После этого в стакан с кубиком добавляли 25 см3 кислотного состава. Для наблюдения динамики взаимодействия выбирали 3 интервала времени взаимодействия с породой - 5; 60 и 180 мин. По истечении времени взаимодействия сливали кислотный состав и быстро производили нейтрализацию карбонатной поверхности аммиачно-буферным раствором (pH 10-12).After that, 25 cm 3 of the acid composition was added to the glass with the cube. To observe the dynamics of interaction, 3 time intervals of interaction with the rock were chosen — 5; 60 and 180 minutes After the reaction time, the acid composition was poured off and the carbonate surface was quickly neutralized with an ammonia-buffer solution (pH 10-12).
После нейтрализации мраморный кубик в стакане промывали водой. Затем стакан с кубиком помещали в сушильный шкаф (100°C). Первое взвешивание производили через 1 час, последующие через каждые 20 мин до достижения постоянного веса.After neutralization, the marble cube in the glass was washed with water. Then the glass with the cube was placed in an oven (100 ° C). The first weighing was carried out after 1 hour, the subsequent every 20 minutes until a constant weight was achieved.
Скорость взаимодействия с карбонатной породой вычисляли по формуле:The rate of interaction with carbonate rock was calculated by the formula:
Vвкп=(m1-m2)/S⋅t, г/м2⋅час, где:V VKP = (m 1 -m 2 ) / S⋅t, g / m 2 ⋅ hour, where:
m1 - масса стакана и кубика до реакции, г;m 1 is the mass of the glass and cube before the reaction, g;
m2 - масса стакана и кубика после реакции, г;m 2 is the mass of the glass and cube after the reaction, g;
VВКП - скорость взаимодействия с карбонатной породой, г/м2⋅час;V VKP - rate of interaction with carbonate rock, g / m 2 ⋅ hour;
S - площадь поверхности кубика, м2;S is the surface area of the cube, m 2 ;
t - время реакции, час.t is the reaction time, hours.
4. Коррозионную активность состава определяли в соответствии с «Едиными техническими требованиями по основным классам химических реагентов», ОАО «Роснефть», № П1-01.05М-0044, М., 2016 г., по стандартной методике гравиметрическим методом по изменению массы образцов.4. The corrosion activity of the composition was determined in accordance with the Unified Technical Requirements for the Main Classes of Chemical Reagents, Rosneft OJSC, No. P1-01.05M-0044, M., 2016, according to the standard method by the gravimetric method for changing the mass of samples.
Исследования проводили при двух температурах (20°C и 90°C) на двух типах стали (Ст. 3 и Ст. 35) в статическом режиме. Коррозию малоуглеродистой нелегированной стали Ст. 3 проводили при температуре 20°C, а стали, из которой изготовлены насосно-компрессорные трубы (НКТ) (Ст. 35), при температуре 90°C.The studies were carried out at two temperatures (20 ° C and 90 ° C) on two types of steel (St. 3 and St. 35) in a static mode. Corrosion of low-carbon
При исследовании Ст. 3 использовали образцы пластин размером 50×25×1,0 мм по ГОСТ 9.905-2007. Перед проведением испытаний поверхность образцов шлифовали по ГОСТ 2789-73, протирали ватой, обезжиривали ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе.In the study of Art. 3 used plate samples measuring 50 × 25 × 1.0 mm according to GOST 9.905-2007. Before testing, the surface of the samples was ground according to GOST 2789-73, wiped with cotton wool, degreased with acetone, followed by exposure for 1 hour in a desiccator.
При исследовании стали из Ст. 35 купоны (образцы из трубы НКТ) так же протирали ватой, обезжиривали ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе.In the study of steel from Art. 35 coupons (samples from the tubing) were also wiped with cotton wool, degreased with acetone, followed by exposure for 1 hour in a desiccator.
Взвешивание пластин проводи на аналитических весах с точностью до 0,0001 г.Weigh the plates on an analytical balance accurate to 0.0001 g.
Испытания проводили в ячейках, погруженных в водяную баню при температуре 20°C (Ст. 3) в течение 24 часов, при температуре 90°C (Ст. 35) в течение 2 часов.The tests were carried out in cells immersed in a water bath at a temperature of 20 ° C (Art. 3) for 24 hours, at a temperature of 90 ° C (Art. 35) for 2 hours.
После проведения испытаний образцы очищали и вновь взвешивали на аналитических весах.After testing, the samples were cleaned and again weighed on an analytical balance.
Скорость равномерной коррозии К в (г/(м2*час)) вычисляли по формуле: К=(m0-m1)/(S*t),The uniform corrosion rate K in (g / (m 2 * h)) was calculated by the formula: K = (m 0 -m 1 ) / (S * t),
где: m0, m1 - масса образца до и после испытания соответственно, г;where: m 0 , m 1 is the mass of the sample before and after the test, respectively, g;
S - площадь поверхности образца, м2;S is the surface area of the sample, m 2 ;
t - время выдержки при заданной температуре.t is the exposure time at a given temperature.
Скорость коррозионного проникновения Кг в мм/год вычисляли по формуле:The corrosion penetration rate K g in mm / year was calculated by the formula:
Кг=1,12*К.K g = 1.12 * K.
Данные о рецептуре исследованных кислотных составов приведены в таблице (Рис. 1).The data on the formulation of the studied acid compositions are given in the table (Fig. 1).
Данные о свойствах этих составов приведены в таблице (Рис. 2).Data on the properties of these compounds are given in the table (Fig. 2).
Как видно из данных таблиц (Рис. 1 и Рис. 2), известный кислотный состав (прототип) обладает высокой коррозионной активностью и недостаточно стабилизирует отработанный кислотный состав в отношении трехвалентного железа (примеры № 7, № 8). Предлагаемый состав по сравнению с известным составом по прототипу обладает в 2-3 раза более низкой коррозионной активностью, а также в 2-3 раза эффективнее стабилизирует отработанный кислотный состав в отношении трехвалентного железа.As can be seen from the tables (Fig. 1 and Fig. 2), the known acid composition (prototype) has high corrosion activity and does not sufficiently stabilize the spent acid composition with respect to ferric iron (examples No. 7, No. 8). The proposed composition in comparison with the known composition of the prototype has 2-3 times lower corrosion activity, and also 2-3 times more effectively stabilizes the spent acid composition in relation to ferric iron.
Выход за нижний предел содержания компонентов в кислотном составе приводит к снижению его технологических характеристик (пример № 5).Going beyond the lower limit of the content of components in the acid composition leads to a decrease in its technological characteristics (example No. 5).
Выход за верхний предел содержания компонентов в кислотном составе незначительно улучшает его технологические характеристики, но ведет к удорожанию состава, что экономически не выгодно (пример № 6).Going beyond the upper limit of the content of components in the acid composition slightly improves its technological characteristics, but leads to a rise in the cost of the composition, which is not economically profitable (example No. 6).
Таким образом, использование предлагаемого кислотного состава при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, позволит в процессе кислотной обработки:Thus, the use of the proposed acid composition in the treatment of the bottom-hole zone of the reservoir, composed of carbonate rocks, will allow in the process of acid treatment:
- исключить риски образования смолистых продуктов и стойких кислотно-нефтяных эмульсий за счет стабилизации ионов трехвалентного железа;- eliminate the risks of the formation of tarry products and persistent acid-oil emulsions due to the stabilization of ferric ions;
- снизить скорость кислотной коррозии;- reduce the rate of acid corrosion;
- удалять неорганические осадки и предотвращать отложения солей за счет комплексообразующих добавок;- remove inorganic sediments and prevent salt deposits due to complexing additives;
- повысить приемистость скважин и интенсифицировать приток нефти.- increase the injectivity of wells and intensify the flow of oil.
Технология проведения операции по обработки пласта обычная для солянокислотных обработок.The technology for conducting a reservoir treatment operation is common for hydrochloric acid treatments.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100423A RU2641044C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Acidising composition for bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100423A RU2641044C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Acidising composition for bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2641044C1 true RU2641044C1 (en) | 2018-01-15 |
Family
ID=68235586
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100423A RU2641044C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Acidising composition for bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2641044C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
| RU2724833C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Treatment method of bottomhole formation zone with terrigenous type of reservoir |
| CN114516694A (en) * | 2020-11-19 | 2022-05-20 | 河北嘉泰化工科技有限公司 | A kind of waste acid treatment process of co-production of sodium metabisulfite |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4414118A (en) * | 1981-10-30 | 1983-11-08 | Halliburton Company | Method and compositions for dissolving silicates in subterranean formation |
| RU2138634C1 (en) * | 1998-08-03 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Compound for acid treatment of bottom-hole zone of bed |
| RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
| RU2318863C2 (en) * | 2005-03-10 | 2008-03-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
| RU2417309C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Procedure for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoir |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
-
2017
- 2017-01-09 RU RU2017100423A patent/RU2641044C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4414118A (en) * | 1981-10-30 | 1983-11-08 | Halliburton Company | Method and compositions for dissolving silicates in subterranean formation |
| RU2138634C1 (en) * | 1998-08-03 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Compound for acid treatment of bottom-hole zone of bed |
| RU2318863C2 (en) * | 2005-03-10 | 2008-03-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
| RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
| RU2417309C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Procedure for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoir |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 25. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
| RU2724833C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Treatment method of bottomhole formation zone with terrigenous type of reservoir |
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
| CN114516694A (en) * | 2020-11-19 | 2022-05-20 | 河北嘉泰化工科技有限公司 | A kind of waste acid treatment process of co-production of sodium metabisulfite |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2641044C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| US6192987B1 (en) | Metal corrosion inhibitors, inhibited acid compositions and methods | |
| EP0153192A2 (en) | Corrosion inhibitor for heavy brines | |
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| RU2389750C1 (en) | Hydrochloric acid composition for removing filter cake from bottomhole formation zone | |
| US20170037295A1 (en) | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling | |
| RU2447197C1 (en) | Composition for prevention of inorganic salts deposition | |
| RU2494136C1 (en) | Surface-active acid composition for treatment of carbonate basins | |
| RU2723768C1 (en) | Acidic composition for treatment of formation bottom-hole zone | |
| RU2138634C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole zone of bed | |
| RU2677525C1 (en) | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir | |
| RU2387692C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| RU2186963C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation | |
| RU2257467C1 (en) | Solid base of composition for acid treatment of critical area of formation | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2451054C1 (en) | Multifunctional acid composition (mac) | |
| RU2717850C1 (en) | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant | |
| RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
| RU2659918C1 (en) | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2781206C1 (en) | Composition for treating the bottomhole zone of the borehole | |
| RU2611796C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) | |
| RU2717851C1 (en) | Reagent composition for dissolving sulfate colmatant | |
| RU2704167C1 (en) | Hydrochloric acid composition for treatment and clay cake removal of bottomhole formation zone | |
| RU2561106C2 (en) | Bottom hole acidising composition (versions) | |
| RU2545582C1 (en) | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190315 Effective date: 20190315 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20220111 Effective date: 20220111 |