КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
ACID COMPOSITION FOR TREATMENT OF BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными и терригенными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, а также в процессе освоения скважин.
Наиболее эффективным и широко используемым методом воздействия на призабойную зону пласта для увеличения или восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин является кислотная обработка скважины. Подобные обработки обеспечивают восстановление проницаемости и стимуляцию пласта за счет образования новых высокопроводящих поровых каналов. Важным и наиболее ответственным этапом проектирования технологии кислотной обработки является выбор технологической жидкости процесса. В процессе обработки призабойной зоны пласта кислотный состав максимально воздействует на породу в околоскважинной зоне. В удаленной зоне пласта реакция кислоты с породой протекает менее интенсивно вследствие потери активности кислоты. Отсюда очевидна необходимость торможения химического взаимодействия между кислотой и породой. Применение кислотных составов, содержащих химические добавки, которые соответствуют конкретным геолого-физическим особенностям данного месторождения и обеспечивают оптимальную глубину проникновения активного реагента, позволяет повысить эффективность кислотной обработки и избежать отрицательных последствий, в частности образования стойких эмульсий, нерастворимых осадков, вызывающих кольматацию призабойной зоны пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.94 г. Бюл. №10), содержащий водный раствор соляной кислоты, спиртовую добавку, лигносульфонаты технические, в качестве спиртовой добавки - или водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин, а в качестве водного раствора соляной кислоты - раствор соляной кислоты 15 - 18%-ной концентрации при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Лигносульфонаты технические 10-30
Или водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин 5-10
Водный раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации остальное
Недостатками данного состава является отсутствие возможности обработки призабойной зоны пласта с низкопроницаемым коллектором из-за высоких значений вязкости состава, низкая степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, ограниченная способность выноса продуктов реакции из пласта после обработки, и как следствие, снижение конечной эффективности обработки. Известен ряд технических решений, предусматривающих увеличение эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду. Например, известен кислотный состава для обработки ПЗП, 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).
Недостатком данного состава является то, что растворы соляной кислоты, содержащие уксусную кислоту, только в незначительной степени предотвращают гидролиз трехвалентного железа и не способны блокировать активность Fe(III), провоцирующую выпадение осадков асфальтенов и образование эмульсий. Наиболее близким по технической сущности является кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта (патент РФ 2677525, МПК С09К 8/74. опубл. 17.01.2019 г. Бюл. №2),содержащий 36%-ный водный раствор соляной кислоты, комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011А, ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты
91,0-94.0
комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А
5,0-7,0
ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ
1,0-2,0
Недостатком данного состава является высокая концентрация соляной кислоты, которая при взаимодействии с породой коллектора образует тяжелый и вязкий раствор солей отработанной кислоты, с трудом извлекающийся из призабойной зоны пласта. Кроме того, известное изобретение не обеспечивает в полной мере совместимость состава с пластовыми флюидами при содержании в них ионов железа(III) и сернистых соединений.
Технической задачей изобретения является создание кислотного состава для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов с подобранными компонентами, которые обеспечивают снижение коррозионной агрессивности состава в отношении к конструкторской стали, хорошее смачивание породы, удаление отложений солей и АСПО. При этом исключается образование осадков и стойких эмульсий при контакте кислотного состава со скважинными флюидами, содержащими ионы железа (III) и сернистые соединения, оказывающих негативное влияние на свойства коллектора
Поставленная задача решается тем, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, содержит соляную кислоту, комплексный реагент, в качестве комплексного реагента содержит реагент СНПХ-8903А и дополнительно содержит стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 при следующем соотношении компонентов, мас.%
Хлористый водород HCI - 6,0-24,0
Реагент СНПХ-8903А - 2,0-4,0
Стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 - 1,0-2,0
Вода - остальное
В вариантах состав дополнительно содержит 1,0-5,0 мас.% фтористый водород, и/или 0,2-0,5 мас.% поглотитель сероводорода Десульфон-1300.
Для приготовления кислотного состава используют следующие компоненты:
3
- реагент СНПХ-8903А - комплексная многофункциональная присадка к соляной кислоте по ТУ 2458-314-05765670-2006, в состав которой входят: замедлитель реакции с матрицей породы; взаимный растворитель; комплексообразователь; диспергатор, композиционная смесь поверхностно-активных веществ (ПАВ), придающие составу деэмульгирующие свойства и способствующие отмыву асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Физико-химические характеристики СНПХ-8903А - жидкость от светло-зеленого до коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 0,9-1,1 г/см, температура замерзания не выше -50°С, отсутствие в составе хлорорганических соединений.
3
- стабилизатор ионов железа СНПХ-8905 по ТУ 20.59.42-377-05765670-2017 представляет собой смесь серосодержащих комплексных соединений и добавляется в кислотные составы для предотвращения выпадения в осадок соединений железа, образующихся в процессе кислотной обработки призабойной зоны пласта, и необратимой вторичной кольматации пласта. Физико-химические характеристики СНПХ-8905 - однородная жидкость от бесцветного до коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 1,00-1,20 г/см, температура замерзания не выше -50°С, отсутствие в составе хлорорганических соединений.
3
- поглотитель сероводорода Десульфон-СНПХ-1300 (далее по тексту Десульфон-СНПХ-1300) по ТУ 2458-375-05765670-2016, предназначенный для поглощения сероводорода и легких меркаптанов в системах сбора и подготовки нефти, товарной нефти, нефтепродуктах, мазутах. Десульфон СНПХ-1300 представляет собой композиционную смесь азотсодержащего соединения на триазиновой основе в алифатическом спирте. Физико-химические характеристики Десульфона СНПХ-1300 - однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета, плотность при 20°С в пределах 0,95-1,20 г/см, температура замерзания не выше -40°С.
- фтористоводородную кислоту по ГОСТ 10484-78
- кислоту соляную ГОСТ 3118-77
Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен на устье скважин путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры приготовления кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием предлагаемого кислотного состава и его наиболее близкого аналога. Приводим примеры приготовления кислотных составов.
3
Пример 1. В мерную колбу объемом на 1000 мл помещают порядка 200 мл дистиллированной воды, приливают 171,32 г 36% соляной кислоты, последовательно добавляют 20,56 г реагента СНПХ-8903, 10,29 г СНПХ-8905 и доводят дистиллированной водой до метки. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 6,0%, СНПХ-8903А - 2,0%, СНПХ-8905 - 1,0% и плотностью - 1,0279 г/см.
Примеры 2-12 выполняют аналогично, изменяя количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.
3
Пример 13. В колбу из полипропилена объемом 250 мл помещают 53,64 г дистиллированной воды, приливают последовательно 31,25 г 32% соляной кислоты; 4,44 г 45% фтористоводородной кислоты, добавляют 2,00 г СНПХ-8903А и 1,20 г СНПХ-8905. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 10,0%, фтористого водорода - 2,0%, СНПХ-8903А - 2,0%, СНПХ-8905 - 1,2% и плотностью - 1,0474 г/см.
Примеры 14-15 выполняют аналогично, изменяя количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.
3
Пример 16. В колбу объемом 250 мл помещают 61,36 г дистиллированной воды, приливают 34,29 г 35% соляной кислоты; добавляют последовательно 2,50 г СНПХ-8903А, 1,35 г СНПХ-8905, 0,20 г СНПХ-1300. После введения в состав расчетного количества очередного компонента раствор перемешивают. Получают кислотный состав с массовой долей хлористого водорода 12%, СНПХ-8903А - 2,5%, СНПХ-8905 - 1,35%, СНПХ-1300 - 0,2% и плотностью - 1,0574 г/см.
Примеры 17-20 выполняют аналогично, изменяя качественное и количественное соотношение исходных компонентов. Данные приведены в таблице 1.
Для определения эффективности предлагаемого кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта определяют коррозионную активность состава, стабильность ионов железа(III) в нем, совместимость кислотного состава с пластовыми флюидами (нефть/вода).
Коррозионную активность оценивают стандартным гравиметрическим методом по изменению массы образцов из углеродистой стали. Испытания проводят при температуре 20°С на стали 3 (Ст3) в статическом режиме (24 часа). Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Поверхность пластин Ст3 размером 50,0×25,0×1,0 мм перед проведением испытания шлифуют по ГОСТ 9.905-2007, промывают водой, обезжиривают ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах.
Подготовленные образцы пластин закрепляют в держателях установок в вертикальном положении, помещают в испытательные ячейки, заполненные кислотным составом, и оставляют на фиксированное время. Сразу после испытания образцы промывают водопроводной, затем дистиллированной водой, высушивают фильтровальной бумагой, удаляют следы коррозии, обезжиривают ацетоном, с последующей выдержкой в течение 1 часа в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах.
2
Скорость коррозии К стали Ст3 в г/(см⋅ч) вычисляют по формуле:
0
1
где m, m - масса образца до и после испытания соответственно, г;
2
S - площадь поверхности образца, см;
τ - время экспозиции, час.
Стабильность ионов железа(III) в предлагаемом кислотном составе оценивают по отсутствию осадкообразования, разделения фаз, помутнения с изменением цвета после добавления в него 5000 ppm ионов железа(III) и выдержки в течение 30 минут при температуре пласта. Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Совместимость предлагаемого кислотного состава с пластовыми флюидами определяют по результатам следующих тестов:
- Кислотный состав с содержанием ионов железа 5000 ppm тщательно перемешивают с пластовой нефтью в соотношениях (25:75, 50:50, 75:25) и выдерживают при температуре пласта. По истечению 30 минут фиксируют разделение эмульсии на водную и углеводородную фазы. Далее эмульсию фильтруют через сито 100 меш, отмечая наличие или отсутствие осадка и сгустков. Нормативом теста является расслоение эмульсии на две фазы (85-100%), отсутствие сгустков и осадка на сите. Результаты испытаний приведены в таблице 3.
- Кислотный состав с содержанием ионов железа 5000 ppm тщательно перемешивают с пластовой водой в соотношении 50:50 и выдерживают при температуре пласта в течение 30 минут. Нормативом теста является отсутствие признаков разделения фаз, помутнения с изменением цвета или осадкообразования. Результаты испытаний приведены в таблице 3.
Из таблицы 2 видно, что
- при использовании предлагаемого кислотного состава значения скорости коррозии значительно ниже по сравнению с прототипом;
- предлагаемый состав стабилизирует ионы трехвалентного железа (5000 ppm) - отсутствуют признаки осадкообразования, разделения фаз, помутнения с изменением цвета по сравнению с прототипом.
Из результатов, приведенных в таблице 3 видно, что предлагаемый кислотный состав с содержанием 5000 ppm ионов железа(III) не образует устойчивых эмульсий (степень расслоения на нефтяную и вводную фазы составляет 90-100%, прототип - 85%), легко фильтруется через сито 100 меш без сгустков и осадка; совместим с пластовой водой. Кислотный состав по прототипу с содержанием 5000 ppm ионов железа(III) образует с нефтью осадок, который не фильтруется через сито 100 меш, при смешении с пластовой водой наблюдается помутнение раствора.
Таким образом, использование предлагаемого кислотного состава при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными и терригенными породами, позволит в процессе кислотной обработки:
- снизить скорость кислотной коррозии;
- обеспечить контроль над ионами железа;
- исключить риски образования смолистых продуктов и стойких кислотно-нефтяных эмульсий за счет стабилизации ионов трехвалентного железа;
- удалить неорганические осадки и предотвратить отложения солей;
- исключить образование осадков и стойких эмульсий при контакте кислотного состава со скважинными флюидами, содержащими ионы железа(III) и сернистые соединения.
В составе реагента СНПХ-8903А, стабилизатора ионов железа СПХ-8905, поглотителя сероводорода Десльфон-СНПХ-1300 отсутствуют хлорорганические соединения, соли четвертичных аммониевых оснований, способных разлагаться с образованием хлорорганических соединений, а также вещества и смеси веществ, приводящие к увеличению содержания органических хлоридов в нефти.
Превышение предельно допустимой концентрации хлорорганических соединений негативно влияет на качество нефти и отрицательно сказывается на ее экспорте, что в свою очередь имеет неприятные последствия для экономики предприятия и отрасли в целом.