СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
RESERVOIR BOTTOMHOLE ZONE ACID TREATMENT COMPOSITION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь поверхностно-активных веществ (ПАВ) - 0,25-2,0%, полиакриламид 0,0121-0,1%, и 6,0-19,0%-ную соляную кислоту - остальное (см. Патент РФ №1641984, Е21В 43/22, опубл. 1991 г.).
Недостатком данного состава является высокая скорость реакции кислотного состава с породой пласта и негативное влияние полиакриламида на свойства нефти.
Известна кислотная система для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта (варианты), содержащая лимонную кислоту, неионогенное ПАВ и воду, а в вариантах кислотная система содержит лимонную кислоту, неионогенное ПАВ, поливиниловый спирт и воду или лимонную кислоту, неионогенное ПАВ и поливиниловый спирт (см. Патент РФ №2319724, С09К 8/72, опубл.2008 г.).
Известная система недостаточно эффективна из-за низкой скорости растворения кольматирующих элементов призабойной зоне пласта, а также засорения призабойной зоны продуктами реакции лимонной кислоты с кальциевыми солями.
Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ПАВ или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле, высокодисперсный материал, ингибитор коррозии или солеотложения и минеральную кислоту или смесь кислот (см. Патент РФ №2294353, С09К 8/72, опубл. 2007 г.).
Недостатком известного состава является его низкие реологические свойства, низкая стабильность в связи с тем, что известный состав представляет собой гетерогенную смесь и в основном предназначен для повышения охвата пласта воздействием.
Технический результат - снижение количества кольматирующих элементов, образующихся по мере истощения кислоты в процессе реакции состава для кислотной обработки с породой пласта, с одновременным упрощением приготовления состава для кислотной обработки, обладающего замедленной скоростью реакции с породой пласта и позволяющего увеличить охват пласта воздействием.
Технический результат достигается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ингибированную соляную кислоту, полимер - поливиниловый спирт или поливинилацетат, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, содержит в качестве ПАВ синтанол АЛМ-7, или гликойл, или дипроксамин 157-65М и дополнительно стабилизатор железа - лимонную или щавелевую кислоту при следующем соотношении компонентов, масс.%:
ингибированная соляная кислота
24,0-48,0
указанный полимер
0,1-2,5
указанное ПАВ
0,25-0,3
указанный стабилизатор железа
0,05-0,3
вода
остальное,
причем состав готовят последовательным добавлением в воду при перемешивании ингибированной соляной кислоты, указанного полимера, указанного ПАВ, указанного стабилизатора железа.
Указанный состав может дополнительно содержать фтористо-водородную кислоту в количестве 4,0-10,0% масс.
Для приготовления состава ингибированную соляную кислоту (НС1) 25%-ной концентрации берут по ТУ 2458-264-05765670-99, а фтористо-водородную кислоту (HF) 45%-ной концентрации по ГОСТ 10484-78. Заявляемый состав с соляной кислотой используют для обработки призабойной зоны, сложенной карбонатными породами, а для обработки призабойной зоны с терригенными породами с включением карбонатов используют смесь соляной и фтористо-водородной кислот.
Поливиниловый спирт (ПВС) представляет собой карбоцепной полимер белого цвета, твердый при комнатной температуре, хорошо растворимый в воде. ПВС используют марки Б1, А2 по ТУ 2215-018-00203766-98, марки 16/05 по ТУ 113-00-00203766-43-95, марки ГФ по ТУ 6-11-0209955-20-89.
Поливинилацетат (ПВА) представляет собой карбоцепной полимер аморфной структуры, прозрачный бесцветный продукт, частично набухающий в воде. ПВА используют по ГОСТ 18992-80. Введение в состав ПВС или ПВА позволяет снизить скорость реакции кислоты с породой коллектора и повысить эффективность кислотной обработки.
В качестве ПАВ используют:
- неионогенное ПАВ - синтанол АЛМ-7 (моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов и окиси этилена) по ТУ 2483-135-05757587-99, гликойл (смесь продуктов полимеризации окисей этилена) по ТУ 2422-130-05766801-2003;
- катионоактивное ПАВ - дипроксамин 157-65М (блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе этилендиамина) по ТУ 38-1011128-87.
Введение в состав указанного ПАВ позволяет снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз, гидрофилизировать породу коллектора, а также удалить органические кольматирующие элементы из призабойной зоны.
Лимонную кислоту берут по ГОСТ 3652-69; а щавелевую кислоту по ТУ 2431-001-55980238.
Введение в состав лимонной или щавелевой кислоты позволяет снизить количество кольматирующих элементов, образующихся по мере истощения кислоты в процессе реакции кислотного состава с породой пласта.
Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости.
Заявляемый состав представляет собой гомогенную систему, которая за счет сорбционных процессов ПАВ и высокомолекулярных компонентов на породе обеспечивает замедление скорости реакции кислотного состава с породой, увеличивает охват пласта обработкой, уменьшает количество кольматирующих элементов.
Приводим примеры приготовления составов.
Пример 1 (заявляемый состав).
К 48,7 г пресной воды при перемешивании добавляют 48 г соляной кислоты, 2,5 г поливинилового спирта, 0,5 г синтанола АЛМ-7 и 0,3 г лимонной кислоты (см. пример 1 табл.1).
Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. таблицы 1, 2).
Пример 2 (прототип).
В 0,5 г (0,5 масс.%) нефтенола НЗ добавляют 0,5 г (0,5 масс.%) эмульсии поливинилового спирта, 0,5 г (0,5 масс.%) оксида цинка, 0,6 г (0,6 масс.%) ингибитора ИВВ-1, затем порциями при перемешивании 97,9 г (97,9 масс.%) 20%-ной соляной кислоты.
Оценку эффективности состава проводят в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и глины и по значению краевого угла смачивания.
3
2
Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака. По линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 г/см. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав и через равные промежутки времени (10-30 сек) вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают. Составляют таблицу с параметрами относительного времени растворения кубика и абсолютными значениями массы. Методом наименьших квадратов находят из угла наклона прямой на линейном промежутке скорость растворения (г/сек) в данном эксперименте. Абсолютное значение скорости растворения (г/м·сек) находят как угол наклона прямой, вычисленной в координатах (m/S) от времени, где m - масса кубика через определенные промежутки времени, S - площадь, вычисленная по уравнению:
S=6·(m/p)2/3.
2
Результаты исследований приведены в таблице 1. Как видно из данных таблицы, скорость растворения мрамора при использовании заявляемого состава уменьшается до 4,52-12,50 г/м·сек.
Скорость растворения глины заявляемым составом, содержащим смесь соляной и фтористо-водородной кислот, оценивают по следующей методике. Навеску бентонитовой глины массой 2 г перемешивают с 20 г заявляемого состава и выдерживают в течение 18 часов. Далее раствор фильтруют через фильтр с известной массой, промывают водой и сушат при комнатной температуре до постоянной массы и взвешивают на фильтре. Эффективность (Э) растворения вычисляют по формуле:
Э=100·(М-m)/М0, где:
М - масса исходной глины с фильтром после обработки;
М0 - исходная масса глины;
m - масса фильтра.
Результаты исследований приведены в таблице 2.
Для определения краевого угла смачивания каплю заявляемого состава объемом 7,5 мкл помещают на поверхность кварцевого стекла с помощью шприца-дозатора. Далее контур капли анализируют с помощью микроскопа и определяют краевой угол смачивания. Результаты исследований приведены в таблицах 1 и 2. Из данных, приведенных в таблицах, видно, что заявляемые составы имеют более низкий краевой угол смачивания, чем прототип. Низкие значения краевого угла смачивания свидетельствуют о гидрофолизации поверхности пор, о снижении поверхностного натяжения на границе раздела фаз.
Таким образом, заявляемый состав повышает производительность скважин за счет эффективной обработки призабойной зоны пласта, сложенной как карбонатными породами, так и терригенными породами, увеличивает охват пласта воздействием, очищает призабойную зону от кольматирующих элементов.
Таблица 1
№
Содержание компонентов состава, масс.%
Скорость растворения мрамора, г/(м<sup>2</sup>·сек)
Краевой угол смачивания, град.
ПВС
ПВА
HCl
ПАВ
Стабилизатор железа
Вода
1
2,5
-
48
Синтанол 0,3
Лимонная кислота 0,3
48,9
6,38
21,62
2
0,5
-
48
Гликойл 0,3
Лимонная кислота 0,3
50,9
6,31
38,47
3
0,5
-
48
Дипроксамин 0,3
Лимонная кислота 0,3
50,9
6,23
24,18
4
0,25
-
32
Синтанол 0,25
Лимонная кислота 0,1
67,4
12,20
19,82
5
-
2,5
48
Синтанол 0,3
Щавелевая кислота 0,15
49,05
5,03
18,56
6
-
0,5
40
Гликойл 0,3
Щавелевая кислота 0,15
57,05
5,19
42,42
7
-
2,5
24
Дипроксамин 0,3
Щавелевая кислота 0,1
73,1
5,16
33,71
8 прототип
Пример 2 из описания
25,89
32,08