СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА
COMPOSITION FOR TREATMENT OF BOTTOM-HOLE ZONE OF CARBONATE RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами.
Интенсификация добычи нефти является актуальной задачей нефтяной отрасли. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на ПЗП с целью восстановления и улучшения фильтрационных характеристик карбонатного коллектора являются кислотные обработки скважин. Кислотные обработки являются наиболее доступными и эффективными для воздействия на пласт. На сегодняшний день предложены различные кислотные составы и способы проведения кислотных обработок.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2138634, Е21В 43/27 опубл. 27.09.1999 г.), который содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, уксусную кислоту, соляную кислоту, вода - остальное. Недостатком данной рецептуры 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.
Известен состав для обработки карбонатных пластов (патент RU №2242602, Е21 В 43/27 опубл. 20.12.2004, бюл. №35), содержащий ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ - синтерол АФМ-12, ацетат кальция или смесь его и уксусной кислоты при соотношении указанных ацетата и кислоты 1:1 и воду - остальное. Состав не обеспечивают требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.
Известен состав и способ обработки призабойной зоны карбонатного коллектора (патент RU 2293101 С09К 8/72, Е21В 43/27, опубл. 10.02.2007, бюл. №4), включающий соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ, растворитель, ортофосфорную кислоту и воду.
Недостатком данного изобретения является использование ортофосфорной кислоты, которая при снижении концентрации соляной кислоты вследствие взаимодействия ее с карбонатной породой образует с породой пласта нерастворимые осадки фосфатов кальция и магния, что приводит к снижению эффективности обработки.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является состав для химической обработки прискважинной зоны пласта (патент RU 2681132 С09К 8/528, С09К 8/68, опубл. 04.03.2019, бюл. №7), включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, содержащий дополнительно изопропиловый спирт или кубовые остатки производства бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
трилон-Б или ГОЭДФК
5,0-10,0
гидроксид натрия
2,5-5,0
гидроксид калия
2,5-5,0
ТН-МС-2 или Сурфасол
3,5-5,0
изопропиловый спирт или КОБС
3,0-5,0
вода
- остальное
Недостатком данного состава является его многокомпонентность и трудности при приготовлении рабочего раствора на скважинах. Недостатком состава является и то, что область применения состава ограничена. Состав предназначен для восстановления продуктивности скважин при неглубоком радиусе призабойной зоны пласта. Необходим состав пролонгированного действия с добавками, стимулирующими повышение продуктивности скважин.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение области действия при обработке используемым составом, повышение технологичности состава и повышение степени очистки порового пространства коллектора за счет глубокопроникающего состава пролонгированного действия, диспергации глинистой буровой корки, удаления нерастворимых продуктов реакции соляной кислоты с породой, а также после кислотных гидроразрывов пласта - ГРП.
Достижение указанного технического результата обеспечивается тем, что состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающий трилон-Б, добавку и воду, в качестве добавки содержит -альфа олефин сульфонат натрия (АОС).
Состав содержит дополнительно хлорид железа. Все компоненты являются порошкообразными и используются для дальнейшего затворения при следующем соотношении компонентов:
трилон - Б
95,0-95,8%
альфа олефин сульфонат натрия - АОС
4,0-4,7%
хлорид железа FeCl<sub>3</sub>
0,2-0,3%
Отличием является и то, что при растворении компонентов в воде достигается стабильный рН, равный 4 ед.
Состав содержит воду любой минерализации (от 1 до 300 г/л) при следующем соотношении указанных компонентов, мас.%:
трилон - Б
4,8-10,0
альфа олефин сульфонат натрия (АОС)
0,2-0,5
хлорид железа FeCl<sub>3</sub>
0,01-0,03
вода минерализованная
- остальное
-
3
Используется трилон-Б - двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, который представляет собой белый кристаллический порошок, рН 1%-ного раствора - 4,5, массовая доля хлоридов (Cl) - не более 0,01%, массовая доля железа (Fe) - не более 0,0005%, массовая доля тяжелых металлов (Pb) - не более 0,001%, удельная растворимость в воде при 20°С - 100 г/дм. Производится трилон-Б по ГОСТ 10652-63, стандарт введен в 1963 г., срок действия - не ограничен.
3
Альфа олефин сульфонат натрия (АОС) представляет собой белый или светло-желтый порошок без запаха, является анионным поверхностно-активным веществом (АПАВ), с улучшенными свойствами смачиваемости поверхности породы коллектора, используется как регулятор вязкости. Реагент Альфа олефин сульфонат натрия (АОС) имеет паспорт безопасности (Material Safety Data Sheet, №68439-57-6, изменения от 2018 г., GETCHEM CO., LTD), со следующим названием «Sodium Alpha-Olefin Sulfonate», точка кипения - 100°C, давление газа - 25 мм рт.ст, при 25°С, растворим в воде во всех пропорциях, удельный вес - 1,05 г/см. Эффективность АОС при обработках нефтяных скважин для увеличения их дебитов основана на ультранизком снижении поверхностного натяжения, что не приводит к образованию эмульсий в пластовых условиях. АОС благоприятствует более полному смачиванию поверхности пор нефтью при вызове притока.
3
3
4
4
-
2-
3-
2+
Хлорид железа трехвалентный FeCI выпускается по ГОСТ 4147-74, введен дополнительно 01.07.1975 г., представляет собой мягкую кристаллическую массу или куски желто-бурого цвета. Растворим в воде, спирте и эфире, гигроскопичен. По физико-химическим показателям реагент должен соответствовать следующими нормам и требованиям: массовая доля нерастворимых в воде веществ - не более 0,01%, массовая доля нитратов (NO) - не более 0,010%, массовая доля сульфатов (SO) -не более 0,005%, массовая доля фосфатов (РО) - не более 0,005%, массовая доля железа (II) (Fe) - не более 0,002%, массовая доля меди (Cu) - не более 0,003%, массовая доля мышьяка (As) - не более 0,0005%, массовая доля цинка (Zn) - не более 0,003%, массовая доля свинца (Pb) -не более 0,002%, массовая доля калия (К) - не более 0,02%, массовая доля натрия (Na) - не более 0,06%, массовая доля кальция (Са) - не более 0,02%, рН раствора реагента с массовой долей 5% - 1,5-2,5.
Рецептуры составов сведены в таблицу 1.
В лабораторных условиях составы готовятся следующим образом.
Пример 1
3
3
В химический стакан объемом 250 мл помещают расчетное количество компонентов, мас. %: Трилон-Б - 4,8; альфа олефин сульфонат натрия (АОС) - 0,2; хлорид железа FeCl - 0,01 и доливают воду - 94,99. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 95,8; альфа олефин сульфонат натрия - 4,0; хлорид железа FeCl - 0,2. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Пример 2
3
Состав готовят аналогично примеру 1, при соотношении его компонентов, мас. %: Трилон - Б - 6,0, АОС - 0,3; хлорид железа - 0,02 и доливают воду - 93,68 мас. %. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 94,9; альфа олефин сульфонат натрия - 4,8; хлорид железа FeCl - 0,3. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Пример 3
3
Состав готовят аналогично примеру 1, при соотношении его компонентов, мас. %: Трилон - Б - 10,0; АОС - 0,5; хлорид железа - 0,03 и доливают воду - 89,47. Сухая смесь реагентов содержит, масс. %: Трилон-Б - 95,0; альфа олефин сульфонат натрия - 4,7; хлорид железа FeCl - 0,3. Растворение проводится при комнатной температуре 20-30 мин.
Прототип готовят по следующей схеме. В химический стакан 250 мл помещают расчетное количество порошкообразных компонентов: комплексон - 5 мас. %, NaOH - 2,5 мас. %, KOH - 2,5 мас. %. Далее приливают добавку Сурфасол - 3,5 мас. % и изопропиловый спирт или КОБС - 3 мас. %. Затем в химический стакан к порошкообразным компонентам с добавкой и изопропиловым спиртом или КОБС доливают воду - 83,5 мас. %. Состав перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке до достижения однородности состава 20-30 мин.
Выполнены замеры межфазного натяжения заявляемого состава и состава по прототипу, в результате получены следующие результаты. Показатель межфазного натяжения поверхности растворяемой породы прототипом составил от 1,35 до 0,11 мН/м (при всех рассматриваемых концентрациях). По заявляемому составу при всех диапазонах концентраций компонентов получены ультранизкие значения межфазного натяжения, которые невозможно измерить. Таким образом, достигнут максимальный эффект смачивания поверхности породы при использовании заявляемого состава.
Предлагаемый состав снижает скорость реакции компонентов с породой, способствуют более длительному сохранению активности при ее продвижении по поровому пространству пласта и увеличению фазовой проницаемости по нефти.
2
2
2
Состав такого пролонгированного действия может быть рекомендован к применению как для стандартных, так и для большеобъемных обработок призабойной зоны скважин. Один из полученных технических результатов изобретения - скорость коррозии указанных составов (таблица 1), при температуре 95°С за 12 часов составляет от 0,003887 г/см до от 0,005825 г/см, что в 4,1 до 6,2 раза ниже порогового значения 0,02412 г/см (таблица 2).
С целью оценки влияния состава на матрицу породы коллектора (образцы керна со 100%-ой водонасыщенностью) проведены фильтрационные исследования. По результатам фильтрационных исследований установлено, что после закачки состава происходит увеличение проницаемости по модели пластовой воды:
а) состав №1 - Квосст составляет 1,07 и 2,00 ед.;
б) состав №3 - Квосст составляет 1,11 и 1,63 ед. (таблица 3).
Факт реакции состава с горной породой подтверждается следами растворения горной породы на поверхности торцов керна со стороны «скважины» (рисунок 1). На рисунке 1 изображены фото торца образцов керна до (А) и после обработки (Б) составом.
При использовании нефтенасыщенных образцов керна с остаточной водонасыщенностью выполнена оценка влияния состава на изменение нефтепроницаемости образцов. Результаты фильтрационных испытаний представлены в таблице 4.
По результатам фильтрационных испытаний на нефтенасыщенных образцах керна установлено, что после закачки состава происходит увеличение проницаемости по модели пластовой нефти:
а) состав №1 - Квосст составляет 220,0 и 1925,93 ед.;
б) состав №3 - Квосст составляет 230,77 и 1742,42 ед.
В результате снижения скорости растворения породы за счет присутствия нефти на поверхности пор происходит более интенсивное продвижение активного (не прореагировавшего) состава в поровое пространство в сравнении с водонасыщенными образцами керна. Данный процесс приводит к образованию «прорыва» (резкое падение динамики давления). При этом доминантный канал растворения отсутствует, при закачке состава происходит образование многоканальных структур растворения и увеличение проводимости естественных трещин.
Обобщенные полученные результаты фильтрационных исследований и в сравнении с прототипом сведены в таблицу 5. Коэффициент восстановления проницаемости заявляемого состава выше по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу. Причем состав прототипа не обладает селективностью, а увеличивает проницаемость только водонасыщенной части пласта.
Таким образом, заявленный состав имеет следующие преимущества перед прототипом:
- Образование многоканальных структур растворения и увеличение проводимости естественных трещин;
- Растворяющая способность состава выше, коррозионная активность ниже предельно-допустимых значений;
- Селективность действия - прирост проницаемости нефтенасыщенного керна на 2-3 порядка выше, чем водонасыщенного;
- Возможность использования на залежах с высокой пластовой температурой.