СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
ACIDISING COMPOSITION FOR BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, содержащей масс.%: 79,9-89,9 соляную кислоту 27,5%-ной концентрации, 10-20 отхода производства бензальдегида и 0,1-1,0 уксусной кислоты (см. Патент РФ №2424272, МКИ С09К 8/74, публ. 2010 г.).
Данный состав недостаточно эффективен вследствие того, что при использовании состава происходит загрязнение призабойной зоны пласта смолистыми соединениями, нерастворимыми осадками и вязкими эмульсиями.
Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий в масс.%: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (см. Патент РФ №2269563, МКИ С09К 8/72, публ. 2006 г.).
Известный состав экономически невыгоден из-за дороговизны легкой пиролизной смолы.
Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, содержащей в масс.%: 5,0-23,0 ингибированной соляной кислоты (в пересчете на HCL), 2,0-10,0 фтористоводородной кислоты, 1,0-5,0 неионогенного поверхностно-активного вещества, 5,0-25,0 растворителя АСПО и остальное - вода (см. Патент РФ №2131972, МКИ Е21В 43/27, публ. 1999 г.).
Недостатком данного состава является наличие в составе ароматического или галоидпроизводного растворителя или их смеси. Ароматическая составляющая сильно удораживает состав, галоидпроизводный растворитель отравляет катализаторы в процессе нефтепереработки.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащей в масс.%: 24,0-48,0 ингибированной соляной кислоты, 0,1-2,5 поливинилового спирта или поливинилацетата, 0,25-0,3 ПАВ - синтанол АЛМ-7 или гликойл или дипроксамин 157-65М, 0,05-0,3 стабилизатора железа и остальное - воду. Состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% (см. Патент РФ №2379327, МКИ С09К 8/74, публ. 2010 г.).
Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования кольматирующих отложений, стойких эмульсий, а также низкого показателя замедления скорости реакции соляной кислоты при реагировании с породой.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ кислотной обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора соляной кислоты и деэмульгирующей добавки - блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля или смеси его с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53, причем деэмульгирующую добавку вводят в количестве 0,010-0,013 масс.% (см. Патент РФ №2143063, МКИ Е21В 43/27, публ. 1999 г.).
Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования осадков - гудронов и смол при взаимодействии кислотного состава с нефтью, низкой степенью деэмульгирования, что отрицательно влияет на скорость реакции кислотного состава с породой пласта и приводит к снижению охвата пласта воздействием.
Целью предлагаемого изобретения является разработка многоцелевого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, ограничения образования и диспергирования отложений смолянистых осадков при контакте кислотною состава с нефтью, а также обладающего низким межфазным натяжением на границе кислотный состав/нефть и совместимостью с пластовой водой и нефтью.
Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего водный раствор соляной кислоты и добавку, причем в качестве добавки он содержит реагент ИТПС-806А, при следующем соотношении компонентов, масс.%:
Соляная кислота
24,9-90,0
Реагент ИТПС-806 А
5,0-7,5
Вода
остальное
В варианте приготовления состава он может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%.
Реагент ИТПС-806 А представляет собой композиционную смесь четвертичных аммониевых соединений с углеводными альдегидами в растворе неионогенных и кагионоактивных поверхностно-активных веществ, обладающую свойствами деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий, диспергирования образующихся смолянистых осадков и стабилизации ионов железа. По внешнему виду реагент ИТПС-806А является жидкостью от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 900 кг/м, температурой застывания не выше 40°С и выпускается по ТУ-2458-016-27913102-2010.
Для приготовления состава соляную кислоту используют по ГОСТ 857-95, ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 20-25%-ной концентрации, фтористоводородную кислоту по ТУ 6-09-2622-88 70%-ной концентрации. Заявляемый состав с соляной кислотой используют для обработки карбонатных пород пласта, а для обработки терригенных пластов с включениями карбонатной породы используют смесь соляной и фтористоводородной кислот.
Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов состава в воде в заявляемых количествах.
Приводим примеры приготовления составов, результаты представлены в таблице 1.
Пример 1 (заявляемый состав).
При перемешивании механической мешалкой к 35,3 г воды добавляют 59,0 г соляной кислоты 25%-ной концентрации и 5,7 г реагента ИТПС-806А (см. табл.1, пример 1).
Пример 2
При перемешивании механической мешалкой к 33,6 г воды добавляют 52,7 г соляной кислоты 25%-ной концентрации, 4,0 г фтористоводородной кислоты и 5,7 г реагента ИТПС-806А (см. табл.1, пример 2).
Примеры 3-6 готовят аналогичным образом, изменяя содержание компонентов в составе в заявляемых количествах.
Пример 7 (прототип).
При перемешивании к 99,987 г соляной кислоты 15%-ной концентрации добавляют 0,013 г смеси блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53 (см. табл.1, пример 7).
Таблица 1
№№ пп.
Содержание компонентов состава, масс.%
Межфазное натяжение, мН/М
Краевой угол смачивания, град
Соляная кислота
Фтористоводородная к-та
Реагент ИТПС-806А
Вода
1
59,0
-
5,7
35,3
35,89
13,183
2
56,7
4,0
5,7
33,6
36,09
13,192
3
90,0
-
5,0
5,0
36,77
13,023
4
24,9
-
7,5
67,6
36,53
12,701
5
40,0
10,0
6,0
44,0
36,34
13,190
6
50,0
-
5,0
45,0
36,85
14,455
7 прототип
99,987 - 15%-ная
0,013 смеси блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с о-алкилфосфитом N-алкиламмония
41,20
16,670
Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по определению межфазного натяжения и краевого угла смачивания. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Межфазное натяжение, краевой угол смачивания являются важными показателями заявляемого состава, определяющими хорошее смачивание породы и отмыв с нее пленки нефти, более легкого проникновения состава в пласт. Межфазное натяжение определяют тензометром дю Нуи на границе фаз - кислота/воздух, а краевой угол смачивания определяют методом лежачей капли, помещенной на стеклянную поверхность.
По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что у заявляемого состава межфазное натяжение и краевой угол смачивания имеют меньшие значения, чем у прототипа на 4,35-5,31 мН/м и 2,215-3,969 градусов соответственно.
Тестирование на совместимость нефти с заявляемым кислотным составом проводят с целью оценки стойкости образующейся эмульсии при смешении кислотного состава и нефти и фиксирования образования или отсутствия при этом смолянистых осадков по методике, описанной в документе «Объединенные стандарты ТНК-ВР по соблюдению контроля качества при проведении ГРП и кислотных обработок». В стеклянную отградуированную пробирку с завинчивающейся пробкой наливают 50 мл кислотного состава с растворенным в нем хлорным железом в количестве 0,78 г из расчета содержания ионов железа (III) 3000 м.д. Затем в пробирку наливают 50 мл исследуемой нефти, завинчивают пробку и перемешивают интенсивным встряхиванием в течение 30 секунд. После выдерживания 0,5 ч отмечают степень деэмульгирования смеси, содержимое пробирки проливают через фильтр с размером ячейки 0,200 мм и фиксируют наличие на фильтре осадка. Тестирование считают тем более успешным, чем больше скорость (процент от полного - 50 мл за 0,5 ч) и удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании используют нефти 5-ти НГДУ Республики Татарстан. Результаты тестирования приведены в таблице 2.
Таблица 2
№№ пп.
Состав из таблицы 1
Эффективность деэмульгирования,%, наличие осадка
Образцы нефти НГДУ
«Ленино-горскнефть»
«Ямаш-нефть»
«Елхов-нефть»
«Бавлы-нефть»
«Нурлат-нефть»
1
1
88
100
100
100
96
Осадка нет
Осадка
Осадка
Осадка
Осадка
нет
нет
нет
нет
2
2
100
92
79
100
85
Осадка нет
Осадка
Осадка
Осадка
Осадка
нет
нет
нет
нет
3
3
96
89
100
100
100
Осадка нет
Осадка
Осадка
Осадка
Осадка
нет
нет
нет
нет
4
4
100
93
100
100
90
Осадка нет
Осадка
Осадка
Осадка
Осадка
нет
нет
нет
нет
5
5
82
100
100
100
88
Осадка нет
Осадка
Осадка
Осадка
Осадка
нет
нет
нет
нет
6
7
23
50
17
76
45
прототип
Осадок
Осадок
Осадок
Осадок
Осадок
По данным таблицы 2 видно, что степень деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий предлагаемыми составами составляет 79-100%, а прототипом всего 17-76%.
Для доказательства критерия «промышленная применимость» приводим примеры по воздействию предлагаемого состава на образцы карбонатных и терригенных кернов. Эксперименты по воздействию заявляемого состава на образец керна проводят на установке УИПК-1М. Замеряют проницаемости образцов керна до и после обработки кислотными составами. Вначале насыщают образцы керна пластовой водой, затем нефтью и далее снова пластовой водой до остаточного уровня содержания нефти в образце. Затем через керн прокачивают три поровых объемов испытуемого состава и замеряют изменение проницаемости, пропуская пластовую воду до установления постоянной скорости ее протекания. В экспериментах используют нефть и пластовую воду НГДУ «Елховнефть» Республики Татарстан.
Рассчитывают изменение проницаемости по формуле:.
1
2
Э=100-К/К*100%,
1
2
где: К - проницаемость до обработки, мкм;
2
2
К - проницаемость после обработки, мкм.
Результаты экспериментов приведены в таблице 3.
Таблица 3
№№ пп.
Образцы керна
Состав из таблицы 1
Проницаемость до обработки, К<sup>1</sup>, мкм<sup>2</sup>
Проницаемость после обработки, К<sup>2</sup>, мкм<sup>2</sup>
Увеличение проницаемости, Э, %
1
Карбонатный
1
0,00007
0,00223
96,9
2
Терригенный
2
0,00310
0,01130
72,6
3
Карбонатный
7
0,00008
0,00034
76,5
Из данных таблицы 3 видно, что обработка карбонатного и терригенного кернов заявляемым составом приводит к увеличению проницаемости. При использовании заявляемого состава по сравнению с прототипом увеличение проницаемости выше на 20,4% для карбонатной породы.
Таким образом, использование предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия позволяет увеличить глубину проникновения состава, ингибировать образование нефтекислотных эмульсий, предотвратить образование осадков и, в конечном итоге, повысить приемистость скважин и интенсифицировать приток нефти, а также предлагаемый состав обладает хорошей совместимостью с нефтью и пластовой водой.