RU2776820C1 - Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation - Google Patents
Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2776820C1 RU2776820C1 RU2021127533A RU2021127533A RU2776820C1 RU 2776820 C1 RU2776820 C1 RU 2776820C1 RU 2021127533 A RU2021127533 A RU 2021127533A RU 2021127533 A RU2021127533 A RU 2021127533A RU 2776820 C1 RU2776820 C1 RU 2776820C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- treatment
- reagent
- hole zone
- chemical reagent
- Prior art date
Links
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000011698 potassium fluoride Substances 0.000 claims abstract description 14
- NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M potassium fluoride Chemical compound [F-].[K+] NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 235000003270 potassium fluoride Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 3
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- DKAGJZJALZXOOV-UHFFFAOYSA-N hydrate;hydrochloride Chemical compound O.Cl DKAGJZJALZXOOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 45
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 36
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 3
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- FWZMWMSAGOVWEZ-UHFFFAOYSA-N potassium;hydrofluoride Chemical compound F.[K] FWZMWMSAGOVWEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RUPBZQFQVRMKDG-UHFFFAOYSA-M Didecyldimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCC RUPBZQFQVRMKDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229960000686 benzalkonium chloride Drugs 0.000 description 1
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 229960004670 didecyldimethylammonium chloride Drugs 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к технологии нефтедобычи с применением химических средств для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), восстанавливающих или увеличивающих его проницаемость.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the technology of oil production with the use of chemicals for treating the bottomhole formation zone (BFZ), restoring or increasing its permeability.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений с течением времени уменьшается продуктивность скважин. С одной стороны, это естественный процесс, поскольку происходит постепенное понижение пластового давления, необходимого для подъема жидкости и газа на поверхность. Этот фактор может компенсироваться поддержанием пластового давления закачкой воды или газа. Однако продуктивность скважин снижается также в результате уменьшения проницаемости пород в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) вследствие закупорки пор смолистыми, парафинистыми, глинистыми и песчаными частицами. Для борьбы с этими процессами проводят регулярные обработки призабойной зоны скважин, направленные на интенсификацию притока и увеличение нефте- и газоотдачи.During the operation of oil and gas fields, well productivity decreases over time. On the one hand, this is a natural process, since there is a gradual decrease in reservoir pressure, which is necessary for the rise of liquid and gas to the surface. This factor can be compensated by maintaining reservoir pressure by injecting water or gas. However, well productivity is also reduced as a result of a decrease in the permeability of rocks in the bottom-hole zone of a productive formation (BFZ) due to clogging of pores by resinous, waxy, clay and sand particles. To combat these processes, regular treatment of the bottomhole zone of wells is carried out, aimed at intensifying the inflow and increasing oil and gas recovery.
Химическая обработка является одним из основных методов интенсификации притока и увеличения нефте- и газоотдачи. В абсолютно подавляющем большинстве случаев, когда говорят о химической обработке, имеют в виду кислотную обработку призабойной зоны: кислота растворяет вышеперечисленные загрязнения, а также может воздействовать на скелет горной породы, увеличивая пористость и как следствие проницаемость призабойной зоны.Chemical treatment is one of the main methods for intensifying the inflow and increasing oil and gas recovery. In the vast majority of cases, when talking about chemical treatment, they mean acid treatment of the bottomhole zone: acid dissolves the above impurities, and can also affect the rock matrix, increasing the porosity and, as a result, the permeability of the bottomhole zone.
Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае сильного загрязнения ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 9 до 12 мас.%) и плавиковой (от 3 до 5 мас.%) кислот. Допустимо использование вместо плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения ПЗП вследствие потери устойчивости скелета породы. Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.To treat terrigenous reservoirs with a carbonate content of less than 10%, as well as in the case of severe contamination of the BFZ, clay-acid solutions are used, prepared from hydrochloric (from 9 to 12 wt.%) and hydrofluoric (from 3 to 5 wt.%) acids. It is acceptable to use crystalline ammonium bifluoride instead of hydrofluoric acid. The volume of the solution during clay acid treatment is selected from the condition of preventing the destruction of the bottomhole zone due to the loss of stability of the rock skeleton. In all cases, when carrying out acid treatments, a corrosion inhibitor is introduced into the composition of the solution.
В общем случае, при выборе рабочих растворов необходимо учитывать:In general, when choosing working solutions, it is necessary to take into account:
• экологическую безопасность и токсичность реагентов;• environmental safety and toxicity of reagents;
• коррозионную активность рабочих растворов;• corrosive activity of working solutions;
• скорость реакции растворов-разрушителей;• reaction rate of solutions-destroyers;
• вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции.• probability of contamination of the collector with reaction products.
Известны реагенты для интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин, увеличивающие проницаемость призабойных зон и расширяющие поровые фильтрационные каналы за счет растворения части минералов коллектора. Такие составы включают одну или смесь нескольких (обычно двух) сильных кислот, например, соляную либо соляную с плавиковой (глинокислота) (Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1973, с. 115-117).Reagents are known for intensifying the inflows of oil and gas wells, increasing the permeability of the bottomhole zones and expanding the pore filtration channels by dissolving part of the minerals of the reservoir. Such compositions include one or a mixture of several (usually two) strong acids, for example, hydrochloric or hydrochloric with hydrofluoric acid (clay acid) (Sidorovsky V.A. Opening of reservoirs and increasing well productivity. - M.: Nedra, 1973, p. 115-117 ).
Недостатком известных реагентов является их недостаточно высокая эффективность, обусловленная недостаточным увеличением проницаемости пласта, и высокая экологическая опасность.The disadvantage of the known reagents is their insufficiently high efficiency, due to insufficient increase in the permeability of the formation, and high environmental hazard.
Известен также состав для обработки призабойной зоны пласта (SU 1469946, Е21В 43/27, 10.05.1999), включающий фторсодержащую смесь сульфаминовой кислоты и буры при следующем соотношении компонентов, мас.%:Also known composition for the treatment of the bottomhole formation zone (SU 1469946, E21V 43/27, 10.05.1999), including a fluorine-containing mixture of sulfamic acid and borax in the following ratio, wt.%:
причем, весовое соотношение сульфаминовой кислоты и буры в их смеси составляет (5-15):1.moreover, the weight ratio of sulfamic acid and borax in their mixture is (5-15):1.
Недостатком этого состава является недостаточное увеличение проницаемости пласта и малая глубина проникновения.The disadvantage of this composition is the insufficient increase in the permeability of the reservoir and the small depth of penetration.
Известен также способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж. X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998), согласно которому предусматривается закачка в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1,5 м3 на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-ой перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию, при этом вариантами способа является использование 30%-ной и 50%-ной перекиси водорода.There is also known a method of heat treatment of the bottomhole zone of a well using hydrogen peroxide (Beiles J. X., A new method of heat treatment of the bottomhole zone of a well using hydrogen peroxide, "Oil and Gas Technologies", No. 5-6, 1998), according to which injection into the reservoir is provided hydrogen peroxide in a volume of approximately 1.5 m 3 per meter of the thickness of the worked formation, technological exposure for the decomposition of 40% hydrogen peroxide for about 25 days and subsequent commissioning of the well, while the method options are the use of 30% and 50% th hydrogen peroxide.
Недостатком способа с использованием в качестве реагента перекиси водорода является длительный период технологической выдержки и остановки нефтедобывающей скважины, а также низкая эффективность обработки призабойной зоны скважины, связанная с неглубоким проникновением реагента в призабойную зону скважины.The disadvantage of the method using hydrogen peroxide as a reagent is a long period of technological exposure and shutdown of an oil producing well, as well as low efficiency of treatment of the bottomhole zone of the well, associated with a shallow penetration of the reagent into the bottomhole zone of the well.
Перекись водорода является высокореакционным соединением, разложение которого ускоряется многими соединениями. Особенностью перекиси водорода является то, что практически любые поверхности являются катализаторами его разложения. (Шамб У., Сеттерфильд Ч., Вентворс Р. Перекись водорода – М., Изд. Иностранной литературы, 1958).Hydrogen peroxide is a highly reactive compound whose decomposition is accelerated by many compounds. A feature of hydrogen peroxide is that almost any surface is a catalyst for its decomposition. (Shamb W., Setterfield Ch., Wentworth R. Hydrogen Peroxide - M., Foreign Literature Publishing House, 1958).
В состав большинства пород призабойной зоны нефтегазового пласта входят кварцевый песок, глинистые минералы и карбонат кальция. В призабойной зоне пласта практически всех скважин присутствует окалина железа, содержащая оксиды железа. Вышеперечисленные вещества будут регулировать скорость разложения пероксида водорода в пласте и в прискважинной зоне. Глинистый шлам и оксид трехвалентного железа увеличивают скорость разложения пероксида водорода более чем в 150 раз; глинистая порода - в 26,6 раз; кварцевый песок - 5,8 раз; быстрое разложение пероксида водорода вызывают алюмосиликаты и оксид трехвалентного железа. Разложение пероксида водорода идет с заметным тепловым эффектом. (Антонов СВ., Зобов П.М., Бакулин Д.А., Бардин М.Е., Хлебников В.Н. Оценка перспектив использования пероксида водорода в термоокислительных методах добычи вязкой нефти. УДК 622.276. Башкирский химический журнал, 2013, том 20, №2).The composition of most rocks in the bottomhole zone of an oil and gas reservoir includes quartz sand, clay minerals and calcium carbonate. In the bottomhole formation zone of almost all wells, iron scale containing iron oxides is present. The above substances will regulate the rate of decomposition of hydrogen peroxide in the reservoir and in the near-wellbore zone. Clay mud and ferric oxide increase the decomposition rate of hydrogen peroxide by more than 150 times; clay rock - 26.6 times; quartz sand - 5.8 times; the rapid decomposition of hydrogen peroxide is caused by aluminosilicates and ferric oxide. The decomposition of hydrogen peroxide proceeds with a noticeable thermal effect. (Antonov SV, Zobov P.M., Bakulin D.A., Bardin M.E., Khlebnikov V.N. Evaluation of the prospects for the use of hydrogen peroxide in thermal-oxidative methods for the extraction of viscous oil. UDC 622.276. Bashkir Chemical Journal, 2013, volume 20, no. 2).
Чтобы сделать термоокислительные реакции более эффективными, необходимо использование стабилизаторов пероксида водорода.To make thermo-oxidative reactions more efficient, it is necessary to use hydrogen peroxide stabilizers.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является реагент для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта [RU 2242603, C1, Е21В 43/27, 20.12.2004], включающий смесь гидрофторида и фторида и воду с рН 0,5-14, причем, смесь содержит пероксосольват фторида калия KF⋅H2O2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:The closest in technical essence to the proposed invention is a reagent for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir [RU 2242603, C1, E21B 43/27, 20.12.2004], including a mixture of hydrofluoride and fluoride and water with a pH of 0.5-14, moreover, the mixture contains potassium fluoride peroxosolvate KF⋅H 2 O 2 and potassium hydrofluoride KHF 2 in the following ratio of components of the composition, wt.%:
Недостатком этого реагента является относительно низкая эффективность обработки и относительно низкая экологическая безопасность, что обусловлено использованием в его составе гидрофторида калия, который, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76, является токсичным высокоопасным веществом по степени воздействия на организм (2 класс опасности).The disadvantage of this reagent is the relatively low processing efficiency and relatively low environmental safety, which is due to the use of potassium hydrofluoride in its composition, which, in accordance with GOST 12.1.007-76, is a toxic highly hazardous substance in terms of the degree of impact on the body (hazard class 2).
Задачей изобретения является разработка реагента, обладающего более высокой эффективностью обработки за счет более высокой глинодиспергирующей и глинорастворяющей его способности, обеспечивающей повышение проницаемости пласта, а также более высокой экологической безопасностью за счет снижения токсичного воздействия реагента как на человека, так и на окружающую среду.The objective of the invention is to develop a reagent that has a higher processing efficiency due to its higher clay-dispersing and clay-dissolving ability, which increases the permeability of the reservoir, as well as higher environmental safety by reducing the toxic effects of the reagent both on humans and on the environment.
Требуемый технический результат заключается в повышении эффективности обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин при использовании реагента с одновременным повышением экологической безопасности его применения.The required technical result is to increase the efficiency of treatment of the bottomhole formation zone of oil wells when using a reagent while increasing the environmental safety of its use.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных и газовых скважин включает пероксосольват фторида калия (ПСФК), соляную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:The problem is solved, and the required technical result is achieved by the fact that the chemical reagent for treating the bottomhole formation zone of oil and gas wells includes potassium fluoride peroxosolvate (PSFC), hydrochloric acid and water in the following ratio of composition components, wt.%:
Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в химический реагент введены ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,5 мас.% и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%.In addition, the required technical result is achieved by the fact that an ionic or nonionic surfactant in the amount of 0.1-2.5 wt.% and a corrosion inhibitor in the amount of 0.01-5.0 wt.% are introduced into the chemical reagent.
Пероксосольват фторида калия (ПСФК) является источником плавиковой кислоты и пероксида водорода, образующихся при растворении ПСФК в воде. Соляная кислота является эффективным реагентом для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта и одновременно является стабилизатором пероксида водорода в водном растворе, замедляя скорость его разложения. Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что химический реагент дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,1-2,5 мас.% (в зависимости от конкретного используемого ПАВ) и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.% (в зависимости от конкретного используемого ингибитора).Potassium fluoride peroxosolvate (PSFC) is a source of hydrofluoric acid and hydrogen peroxide, formed by dissolving PSFC in water. Hydrochloric acid is an effective reagent for treating the bottomhole zone of an oil and gas reservoir and at the same time is a stabilizer of hydrogen peroxide in an aqueous solution, slowing down the rate of its decomposition. In addition, the required technical result is achieved by the fact that the chemical reagent additionally contains a surface-active substance (surfactant) in the amount of 0.1-2.5 wt.% (depending on the specific surfactant used) and a corrosion inhibitor in the amount of 0.01- 5.0 wt.% (depending on the particular inhibitor used).
В качестве ПАВ могут применяться как ионогенные (например, Катамин, бензалкониум хлорид, дидецилдиметиламмониумхлорид и др.), так и неионогенные (например, неонол, синтанол и др.) соединения.As surfactants, both ionic (for example, Catamine, benzalkonium chloride, didecyldimethylammonium chloride, etc.) and nonionic (for example, neonol, sintanol, etc.) compounds can be used.
В качестве ингибитора коррозии могут применяться такие ингибиторы, как ИКУ-1М, Викор-1А, Реакор-1 и прочие.As a corrosion inhibitor, inhibitors such as IKU-1M, Vikor-1A, Reakor-1 and others can be used.
Рабочими составами, использующимся для призабойной зоны нефтегазового пласта, являются составы при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:The working compositions used for the bottomhole zone of an oil and gas reservoir are compositions with the following ratio of composition components, wt.%:
В иллюстрирующих материалах представлены таблицы 1, 2, 3 с примерами состава реагента.The illustrative materials present tables 1, 2, 3 with examples of the composition of the reagent.
Для приготовления заявляемого химического реагента для очистки призабойной нефтяного пласта использовали соляную кислоту по ГОСТу и препарат «Абсолюцид» (ООО «Алдез», Россия, Москва), имеющий в своем составе пероксосольват фторида калия и ПАВ.For the preparation of the claimed chemical reagent for cleaning the bottomhole oil reservoir, hydrochloric acid was used according to GOST and the preparation "Absolucid" (LLC "Aldez", Russia, Moscow), which contains peroxosolvate of potassium fluoride and surfactant.
Состав по изобретению может быть использован для различных пород, составляющих обрабатываемый пласт, в широком диапазоне пластовых температур.The composition according to the invention can be used for various rocks that make up the treated formation, in a wide range of formation temperatures.
Из исходных химических регентов в отдельных емкостях готовятся рабочие растворы:Working solutions are prepared from the initial chemical regents in separate containers:
Для приготовления химического реагента полученные рабочие растворы смешивают в необходимом соотношении для получения составов (Таблица 1). В результате смешивания рабочих растворов в заявляемом диапазоне получают химический реагент, представляющий собой белую непрозрачную жидкость, полностью готовую к применению.To prepare a chemical reagent, the obtained working solutions are mixed in the required ratio to obtain the compositions (Table 1). As a result of mixing working solutions in the claimed range, a chemical reagent is obtained, which is a white opaque liquid, completely ready for use.
Выбранные в состав базовой рецептуры HCl и ПСФК без проблем растворяются в воде, смешиваются между собой, охотно вступают в реакцию с породой и не создают проблем применению ПАВ и ингибитора коррозии в составе реагента.The HCl and PSFC selected in the basic formulation dissolve in water without problems, mix with each other, readily react with the rock and do not create problems for the use of surfactants and corrosion inhibitors as part of the reagent.
Глинодиспергирующая и глинорастворяющая способность состава подтверждена путем обработки насыпных моделей реального кернового материала с последующим определением увеличения (уменьшения) пористости обработанных образцов (Таблица 1, примеры 1-5).The clay-dispersing and clay-dissolving ability of the composition was confirmed by processing bulk models of real core material, followed by determining the increase (decrease) in the porosity of the processed samples (Table 1, examples 1-5).
Увеличение фильтрационных характеристик породы пласта подтверждено прокачкой состава через насыпные неуплотненные модели терригенного керна с месторождений Западной Сибири, которые включают мелкозернистый песчаник и глину. Улучшение фильтрационных характеристик породы оценивали по изменению скорости фильтрации рекомбинированной углеводородной жидкости, соответствующей по содержанию основных компонентов (парафины, ароматические углеводороды), а также плотности и вязкости дегазированным легким нефтям Западной Сибири. (Таблица 2, примеры 1-5).An increase in the filtration characteristics of the formation rock was confirmed by pumping the composition through bulk unconsolidated models of terrigenous core from Western Siberia fields, which include fine-grained sandstone and clay. The improvement in the filtration characteristics of the rock was assessed by the change in the filtration rate of the recombined hydrocarbon liquid, corresponding in terms of the content of the main components (paraffins, aromatic hydrocarbons), as well as the density and viscosity of the degassed light oils of Western Siberia. (Table 2, examples 1-5).
Результаты испытаний составов по изобретению приведены в таблицах 2 и 3. Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.The test results of the compositions according to the invention are shown in tables 2 and 3. The examples below illustrate the invention, but do not limit it.
Пример 1 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).Example 1 (table 1, table 2, table 3).
Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 11,3% и скорости фильтрации на 26%.Prepared in accordance with the data of table 1, table 2, table 3, the composition was pumped into the bulk model. The use of the composition provided an increase in porosity by 11.3% and filtration rate by 26%.
Пример 2 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).Example 2 (table 1, table 2, table 3).
Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 9,3% и скорости фильтрации на 26%.Prepared in accordance with the data of table 1, table 2, table 3, the composition was pumped into the bulk model. The use of the composition provided an increase in porosity by 9.3% and filtration rate by 26%.
Пример 3 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).Example 3 (table 1, table 2, table 3).
Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 8,8% и скорости фильтрации на 17% при 2-х часах контакта рабочего раствора с образцом породы.Prepared in accordance with the data of table 1, table 2, table 3, the composition was pumped into the bulk model. The use of the composition provided an increase in porosity by 8.8% and a filtration rate by 17% with 2 hours of contact of the working solution with a rock sample.
Пример 4 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).Example 4 (table 1, table 2, table 3).
Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 10,5% и скорости фильтрации на 22%. При использовании состава, приготовленного по примеру 4, отмечено резкое уменьшение рН отработанного раствора и увеличение количества отмывочной воды.Prepared in accordance with the data of table 1, table 2, table 3, the composition was pumped into the bulk model. The use of the composition provided an increase in porosity by 10.5% and filtration rate by 22%. When using the composition prepared according to example 4, there was a sharp decrease in the pH of the spent solution and an increase in the amount of wash water.
Пример 5 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).Example 5 (table 1, table 2, table 3).
Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в керновый образец. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 9,8% и скорости фильтрации на 0%. При использовании состава, приготовленного по примеру 5, отмечено сильное пенообразование в процессе отмывки обрабатываемой породы и увеличение объема отмывочной воды.Prepared in accordance with the data of table 1, table 2, table 3, the composition was pumped into the core sample. The use of the composition provided an increase in porosity by 9.8% and filtration rate by 0%. When using the composition prepared according to example 5, there was a strong foaming in the process of washing the treated rock and an increase in the volume of washing water.
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составах снижается технологичность или это нецелесообразно ввиду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в составах нижеуказанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.The results of the studies showed the optimal content of the ingredients of the compositions within the specified limits. With an increase in the content of ingredients in the compositions, the manufacturability decreases or this is impractical due to the stabilization of the parameters at the same level. With a decrease in the content of ingredients in the compositions of the following limits, a decrease in the physico-chemical properties of the composition is observed.
При проведении обработки в условиях нефтяного промысла необходимо обеспечить приготовление достаточного количества реагента непосредственно на скважине, либо на производственной базе (в этом случае реагент должен быть доставлен на скважину не позднее, чем через 12 часов после затворения) из расчета не менее 1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала перфорации (притока) при исходной проницаемости пласта до 50 мД и 2,5 м3 при более высокой проницаемости. Доставка реагента в ПЗП и его задавливание в пласт жидкостью глушения осуществляются стандартным способом - насосом в составе комплекса капитального ремонта скважин. Затем реагент выдерживается в ПЗП не менее 4 часов, после чего давление на насосе постепенно снижается, а затем ПЗП промывается обратной циркуляцией до получения на выходе стабильного рН.When processing in the oil field, it is necessary to ensure the preparation of a sufficient amount of the reagent directly at the well or at the production base (in this case, the reagent must be delivered to the well no later than 12 hours after mixing) at the rate of at least 1.5 m 3 per 1 m of the thickness of the treated perforation interval (inflow) with an initial reservoir permeability of up to 50 mD and 2.5 m 3 with a higher permeability. Delivery of the reagent to the bottomhole zone and its squeezing into the formation with the kill fluid is carried out in a standard way - by a pump as part of the well workover complex. Then, the reagent is kept in the PZP for at least 4 hours, after which the pressure on the pump is gradually reduced, and then the PZP is washed with reverse circulation until a stable pH is obtained at the outlet.
Таким образом, использование предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия:Thus, the use of the proposed composition for the treatment of the bottomhole formation zone due to the complex impact:
• исключает агрессивное воздействие соляной кислоты на нефтепромысловое оборудование за счет эффективной работы других компонентов;• eliminates the aggressive effect of hydrochloric acid on oilfield equipment due to the efficient operation of other components;
• увеличивает эффективное воздействие на пласт за счет комплексного воздействия компонентов заявляемого реагента;• increases the effective impact on the reservoir due to the complex impact of the components of the proposed reagent;
• снижает экологическую нагрузку на окружающую среду за счет эффективного использования компонентов смеси и снижения расхода воды, использующейся для отмывки породы после обработки реагентом.• reduces the ecological burden on the environment due to the efficient use of the components of the mixture and the reduction in the consumption of water used to wash the rock after treatment with the reagent.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2776820C1 true RU2776820C1 (en) | 2022-07-27 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2829685C1 (en) * | 2024-03-27 | 2024-11-05 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" | Composition for treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir and method of treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4648456A (en) * | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
| RU2070964C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-12-27 | ТОО Фирма "Интойл" | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2242603C1 (en) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation |
| RU2012137186A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL MODIFIED ACID COMPOSITION (UMKS) |
| RU2012137187A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL ACID COMPOSITION (UKS) |
| RU2759042C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-09 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" (АО "КЛЕВЕР ХИМИКО") | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4648456A (en) * | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
| RU2070964C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-12-27 | ТОО Фирма "Интойл" | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2242603C1 (en) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation |
| RU2012137186A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL MODIFIED ACID COMPOSITION (UMKS) |
| RU2012137187A (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-10 | Цыганков Вадим Андреевич | UNIVERSAL ACID COMPOSITION (UKS) |
| RU2759042C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-09 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" (АО "КЛЕВЕР ХИМИКО") | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2829685C1 (en) * | 2024-03-27 | 2024-11-05 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" | Composition for treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir and method of treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir |
| RU2829677C1 (en) * | 2024-03-27 | 2024-11-05 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" | Method of producing ammonium fluoride peroxosolvate |
| RU2832873C1 (en) * | 2024-03-27 | 2025-01-09 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" | Composition for treatment of bottom-hole zone of formation of carbonate reservoir and method of treatment of bottom-hole zone of formation of carbonate reservoir |
| RU2840679C1 (en) * | 2024-03-27 | 2025-05-27 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" | Method of well shaft cleaning from drilling mud filter cake |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5031700A (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| NO170167B (en) | PROCEDURE FOR INHIBITING THE CORRODABILITY OF A CORROSIVE ACID IN CONTACT WITH METAL AT Elevated TEMPERATURES | |
| NO326471B1 (en) | treatment Mixture | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
| RU2188843C1 (en) | Process fluid for perforation and killing of wells | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2257467C1 (en) | Solid base of composition for acid treatment of critical area of formation | |
| CN111621281A (en) | In-situ self-steering WAG method | |
| RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
| RU2681132C1 (en) | Composition for the chemical treatment of the wellbore zone of the reservoir | |
| RU2302522C1 (en) | Method for mudded reservoir treatment | |
| RU2620685C1 (en) | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment | |
| SU1719622A1 (en) | Treatment procedure for carbonate pay bed | |
| RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
| RU2824107C1 (en) | Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
| RU2269563C1 (en) | Composition for treating well bottom zone of carbonate formation wells | |
| RU2829685C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir and method of treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir | |
| RU2131024C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of producing well | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2724833C1 (en) | Treatment method of bottomhole formation zone with terrigenous type of reservoir | |
| RU2838682C1 (en) | Method of oil field development |