КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН В КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ЕГО ПРИМЕНЕНИЕМ
ACID COMPOSITION FOR TREATMENT OF WELLS IN CARBONATE AND TERRIGENOUS RESERVOIRS, AND ACID TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE ZONE OF FORMATION WITH ITS APPLICATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны терригенных и карбонатных коллекторов, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), а также неоднородных коллекторов, и может быть использовано в процессе интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин, а также при большеобъемных кислотных обработках и гидравлическом разрыве пласта с использованием кислотных растворов.
Известно, что кислотные составы, содержащие органические растворители, обладают свойством выравнивать скорости реакции в пласте: замедлять скорости реакции в водонасыщенных пропластках и ускорять их в нефтенасыщенных пропластках, за счет нефтеотмывающих свойств этих растворителей [Смыков В.В. Ресурсо- и энергосберегающие технологии добычи нефти на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Альметьевск. - 2000].
Недостатком применения указанных составов в низкопроницаемых коллекторах является то, что использование данных составов приводит к кольматированию коллектора за счет образования осадков и эмульсий при контакте кислотного состава и пластовых флюидов, а также за счет вторичного осадкообразования [Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас «Тенденции в кислотной обработке матрицы», Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31 ].
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта следующего компонентного состава, % масс.:
Алкилбензолсульфокислота
3,5-5,5
Препарат ОС-20
2,5-5,5
Хлорсодержащий реагент:
хлорид аммония
3,5-6,5
24% ингибированная соляная кислота
14,0-18,0
Метанол
12,0-16,0
Сивушное масло
4,0-8,0
Уксусная кислота
6,0-12,0
Лимонная кислота
2,5-4,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
0,1-0,5
Пресная вода
остальное,
3
3
3
и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, который включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используется 1,5-3,0% раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием 1,0-3,0 м указанной буферной жидкости и последующую закачку жидкости для продавки в объеме НКТ, в качестве которой используется раствор пресной или минерализованной воды или водо-нефтяная эмульсия или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, при этом в качестве кислотного состава используется указанный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24% раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении кислотный состав: пресная вода или 3-24% раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9, соответственно (прототип) [Патент РФ №2407769, опубликован 27.12.2010, бюл. №36].
Недостатком указанного состава и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта является высокая скорость коррозии стали при повышенной температуре, что может привести к проблемам - высокой скорости коррозии подземного оборудования при использовании этого состава в пластах с пластовой температурой 90°С и выше, а также неэффективность его применения в неоднородных коллекторах за счет низкой вязкости закачиваемого кислотного раствора.
Изобретение направлено на создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, а также способа обработки неоднородных коллекторов с применением в качестве жидкости-отклонителя углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н», а в качестве кислотного раствора - разработанного кислотного состава, что позволит значительно увеличить эффективность кислотной обработки в неоднородном карбонатном, терригенном или смешанном коллекторе.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий соляную кислоту, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, лимонную кислоту, уксусную кислоту, метиловый спирт, препарат ОС-20, ингибитор коррозии типа «РОСУ-118» и воду, который дополнительно содержит уротропин и может содержать фтористо-водородную кислоту и стабилизатор железа типа «Ферикс» при следующем соотношении компонентов:
Соляная кислота (24% или 36%)
25,0-50,0
Алкилбензолсульфокислота
0,1-2,0
Уксусная кислота
3,0-12,0
Лимонная кислота
0,5-3,0
Фтористо-водородная кислота (40%)
0,0-7,5
Препарат ОС-20
0,5-2,5
Метанол
3,0-10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
1,0-5,0
Уротропин
0,1-3,0
Стабилизатор железа «Ферикс»
0,0-5,0
Вода
остальное,
3
3
и способ кислотной обработки коллекторов, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2, соответственно, в количестве 1,0-5,0 м на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 м на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для исследований использовались:
1. Кислота соляная ингибированная, содержащая 24% масс. соляной кислоты (НСl), выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97 и кислота синтетическая техническая, содержащая 36% масс. НСl, выпускается по ГОСТ 857-95.
2. Алкилбензолсульфокислота, марка А, содержащая 97,0% масс. основного вещества, выпускается по ТУ 2481-036-04689375.
3. Уксусная кислота, содержащая не менее 99,5% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 19814-74.
4. Лимонная кислота, «ч.», содержащая не менее 99,0% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 3652-69.
5. Фтористоводородная кислота (HF), содержащая 40% масс. HF, выпускается по ГОСТ 10484-78.
16
18
6. Препарат ОС-20, марка А, представляет собой этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C-C, выпускается по ГОСТ 10730-82.
7. Метанол с концентрацией 99,9%, выпускается по ГОСТ 2222-95.
8. Ингибитор коррозии «ИКУ-118», представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.
9. Уротропин с концентрацией 98,0%, выпускается по ГОСТ 1381-73.
10. Стабилизатор железа «Ферикс», представляет собой композицию на основе солей органических кислот, выпускается по ТУ 2458-023-54651030-2007.
20
3
2
11. Нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ=841 кг/м и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм/c.
12. Керосин ТС.
3
13. Модель пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью - 1023 кг/м, общая минерализация - 43,10 г/л.
14. Пресная вода.
Примеры приготовления кислотных составов
Пример 1
В стакане объемом 250 мл в 66,8 мл воды растворяют 0,5 г лимонной кислоты, 3,0 г метанола, 3,0 г уксусной кислоты, 25,0 г 24% соляной кислоты, 0,1 г алкилбензолсульфокислоты, 0,5 г препарата ОС-20, 1,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 0,1 г уротропина и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
Вода
66,8
Соляная кислота (24%)
25,0
Алкилбензолсульфокислота
0,1
Уксусная кислота
3,0
Лимонная кислота
0,5
Препарат ОС-20
0,5
Метанол
3,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
1,0
Уротропин
0,1
Пример 2
В стакане объемом 250 мл в 38,5 мл воды растворяют 1,5 г лимонной кислоты, 6,5 г метанола, 7,5 г уксусной кислоты, 33,0 г 36% соляной кислоты, 1,0 г алкилбензолсульфокислоты, 1,5 г препарата ОС-20, 3,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 1,5 г уротропина, 3,5 г фтористо-водородной кислоты, 2,5 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
Вода
38,5
Соляная кислота (36%)
33,0
Алкилбензолсульфокислота
1,0
Уксусная кислота
7,5
Лимонная кислота
1,5
Фтористо-водородная кислота (40%)
3,5
Препарат ОС-20
1,5
Метанол
6,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
3,0
Уротропин
1,5
Стабилизатор железа «Ферикс»
2,5
Пример 3
В стакане объемом 250 мл в 50,0 мл 36% соляной кислоты растворяют 3,0 г лимонной кислоты, 10,0 г метанола, 12,0 г уксусной кислоты, 2,0 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 5,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 3,0 г уротропина, 7,5 г фтористо-водородной кислоты, 5,0 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
Соляная кислота (36%)
50,0
Алкилбензолсульфокислота
2,0
Уксусная кислота
12,0
Лимонная кислота
3,0
Фтористо-водородная кислота (40%)
7,5
Препарат ОС-20
2,5
Метанол
10,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
5,0
Уротропин
3,0
Стабилизатор железа «Ферикс»
5,0
Пример 4 (прототип, состав №3 в таблице №1)
В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г 24% соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, % масс.:
Вода
37,9
Хлорид аммония
3,5
Лимонная кислота
2,5
Метанол
16,0
Сивушное масло
8,0
Уксусная кислота
12,0
Соляная кислота (24%)
14,0
Алкилбензолсульфокислота
3,5
Препарат ОС-20
2,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
0,1
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.
Таблица 1
Содержание компонентов в кислотных составах
№ п/п
Компоненты, в расчете на основное вещество
Содержание в кислотном составе, % масс.
Номера примеров
1
2
3
4(прототип)
1
Соляная кислота 24%
25,0
-
-
14,0
2
Соляная кислота 36%
-
33,0
50,0
-
3
Хлорид аммония
-
-
-
3,5
4
Алкилбензолсульфокислота
0,1
1,0
2,0
3,5
5
Уксусная кислота
3,0
7,5
12,0
12,0
6
Лимонная кислота
0,5
1,5
3,0
2,5
7
Фтористо-водородная кислота 40%
0,0
3,5
7,5
-
8
Препарат ОС-20
0,5
1,5
2,5
2,5
9
Метанол
3,0
6,5
10,0
16,0
10
Сивушное масло
-
-
-
8,0
11
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»
1,0
3,0
5,0
0,1
12
Уротропин
0,1
1,5
3,0
-
13
Стабилизатор железа «Ферикс»
0,0
2,5
5,0
-
14
Пресная вода
66,8
38,5
0,0
37,9
Нижний предел концентрации алкилбензолсульфокислоты и препарата ОС-20 определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхний - экономической целесообразностью. Содержание органических кислот, соляной и фтористо-водородной кислоты определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Содержание метанола определяется требованиями к температуре застывания - не выше минус 35°С. Содержание уротропина и ингибитора коррозии определяется требованиями к скорости коррозии стали как при 20°С, так и при 90°С. Содержание стабилизатора железа «Ферикс» определяется способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с пластовой нефтью при содержании в кислоте ионов трехвалентного железа.
В лабораторных условиях определяются следующие свойства предлагаемого состава: способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе при 20 и 90°С; скорость растворения карбонатной породы, кварца и бентонитовой глины при температуре 90°С, характерной для месторождений Западной Сибири.
3+
Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков асфальто-смоло-парафиновых веществ при смешении с углеводородной фазой определяется по разделению водной и углеводородной фаз после встряхивания равных объемов углеводородной фазы и кислотного состава, содержащего 5000 ppm ионов Fe в градуированной пробирке с последующим нагревом до 90°С (пластовая температура) и выдерживанием при заданной температуре в течение 30 минут с последующим проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования эмульсии происходит неполное разделение системы на фазы, а при выделении осадков происходит осаждение осадков на сите после проливания через него содержимого пробирки.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определяется при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.
2
Скорость коррозии стали, г/м·ч, определяется в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°С и в течение 1 часа при 90°С.
Растворяющая способность предлагаемого состава и состава по прототипу по отношению к породе исследуется на примере растворения карбонатной породы (для состава без содержания HF) или кварца (для состава, содержащего HF) и бентонитовой глины при температуре 90°С.
2
Испытания по растворению карбонатной породы или кварца проводятся по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см) кубика породы, имеющего стороны 16-20 мм, или кварцевого цилиндра диаметром 10 и длиной 20 мм. После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы или цилиндры помещаются в сушильный шкаф, где выдерживаются в течение двух часов, а затем взвешиваются на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливается в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружаются кубики или цилиндры на фиксированное время контакта - 60, 120 и 240 минут.
После истечения времени контакта образца породы он извлекается из раствора, промывается дистиллированной водой и помещается в сушильный шкаф на два часа. Это позволяет наблюдать растворение карбонатной породы и кварца по мере расходования кислоты.
Растворимость в процентах рассчитывается по формуле:
п
1
2
1
P-(m-m)·100%/m,
1
где m - масса кубика или цилиндра до опыта, г;
2
m - масса кубика или цилиндра после опыта, г.
Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины используются три бумажных фильтра и три навески глины по 2,0 г. Навески сушатся до постоянной массы при температуре 105°С, затем глина переносится на бумажный фильтр и взвешивается на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает массу навески в граммах. Фильтры с глиной помещаются в тефлоновую воронку, установленную на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл, затем вся система помещается в термошкаф. В течение 15 минут испытуемый раствор нагревается в тефлоновом стаканчике при температуре 90°С, затем в первую воронку наливается раствор и в течение 5 минут происходит растворение навески глины, при этом часть раствора отфильтровывается. Полученный фильтрат переносится во вторую воронку для растворения следующей навески глины, продолжительность второго фильтрования составляет 10 минут. Далее фильтрат переносится для растворения третьей навески глины, продолжительность фильтрования которой составляет 15 минут.
После фильтрования отработанная глина порциями промывается дистиллированной водой в количестве 200 мл при температуре 90°С, затем образцы сушатся в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.
Растворимость глины в процентах рассчитывается по формуле:
г
1
2
1
P=(m-m)·100%/m,
1
где m - масса глины до опыта, г;
2
m - масса глины после опыта, г.
20
3
2
В опытах использовалась нефть Северо-Покачевского месторождения, пласт ЮВ1, плотностью при 20°С, ρ=841 кг/м и кинематической вязкостью при 20°C - 6,11 мм/с и керосин ТС-1. Результаты исследований представлены в таблице 2.
Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью и керосином ТС-1 эмульсии не образуются: смеси нефти (или ТС-1) и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице №1, а также их растворы в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно) после встряхивания полностью разделяются на водную и углеводородную фазы в течение 5-30 мин, а последующее проливание содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм не оставляет на нем следов.
Таблица 2
Свойства кислотных составов
№ состава в таблице 1
Межфазное натяжение на границе с ТС-1, мН/м
Скорость коррозии, г/м<sup>2</sup>·ч
Растворение карбонатной породы или кварца при 90°С
Растворение глины при 90°С
при 20°С
при 90°С
Время контакта, мин
Доля прореагировав-шей породы, %
Время контакта, мин
Растворение глины, %
1*
0,16
0,14
13,2
60120240
1,964,636,51
15
4,36
2*
0,15
0,12
10,2
60120240
0,350,841,99
15
5,12
1*
0,13
0,11
9,4
60120240
0,891,794,22
15
8,35
4* прототип
0,16
0,16
16,4
60120240
1,263,726,03
15
4,02
* Примечание: для составов 1 и 4 показано растворение карбонатной породы, а для составов 2 и 3 показано растворение кварца (моделирующее терригенный коллектор), составы 1 и 4 кварц не растворяют.
Как следует из таблицы 2, при температуре 90°С скорость растворения карбонатной породы предлагаемым кислотным составом (состав 1) выше, чем у состава по прототипу, а спустя 240 минут после начала реакции оба состава способны поддерживать достаточно высокую скорость растворения породы. Составы 2 и 3, содержащие фтористо-водородную кислоту, растворяют также и кварцевые цилиндры, в то время как состав 1 и состав по прототипу кварц не растворяют. При растворении бентонитовой глины состав 1 ведет себя аналогично прототипу, а составы 2 и 3 показывают значительно большую растворяющую способность, чем состав по прототипу, это объясняется наличием в них фтористо-водородной кислоты.
В ходе реакции и предлагаемые составы, и состав по прототипу не образуют нерастворимых осадков. Предлагаемые составы аналогично составу по прототипу обладают низкими значениями межфазного натяжения на границе с керосином ТС-1 и низкой скоростью коррозии при 20°С, в то время как предлагаемые составы обладают более низкой скоростью коррозии при 90°С по сравнению с составом по прототипу, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки.
3+
При оценке взаимодействия кислотных составов, содержащих 5000 ppm ионов Fe, с нефтью Северо-Покачевского месторождения было установлено, что несмотря на содержание в составах 2 и 3 фтористо-водородной кислоты они не образуют осадков на фильтре.
3
3
Для практического применения предлагается способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта, включающий закачку в скважину предлагаемого кислотного состава, а также его растворов в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно, в количестве 1,0-5,0 м на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, а в случае трещиноватого или неоднородного коллектора способ кислотной обработки включает предварительную закачку в скважину жидкости-отклонителя в количестве 0,5-2,5 мна 1 м перфорированной толщины пласта, при этом в качестве жидкости-отклонителя используется углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива.
В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на образце керна - заглинизированного низкопроницаемого песчаника.
Таблица 3
№ п/п
Состав жидкости воздействия
Количество компонента
Проницаемость образца по раствору хлорида аммония, мкм<sup>2</sup>
до воздействия
после воздействия
1
Закачка модели пластовой воды Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°С-1021 кг/м<sup>3</sup>
До стабилизации перепада давления
2
Закачка нефти Северо-Покачевского месторождения, плотностью при 20°C - 841 кг/м<sup>3</sup>
До стабилизации перепада давления
3
Закачка 3% раствора хлорида аммония в прямом направлении
До стабилизации перепада давления
0,027
4
Закачка состава №2 (таблица 1)
10 поровых объемов
5
Закачка 3%-ного раствора хлорида аммония в обратном направлении
До стабилизации перепада давления
0,089
Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемого керна раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость.