Состав для воздействия на доманиковые отложения
COMPOSITION FOR IMPACT ON DOMANIC DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области составов для интенсификации притока флюида при обработке призабойных зон (ОПЗ) скважин в плотных породах доманиковых отложений, представленных карбонатными разностями пород, с прослоями слабопроницаемых и обогащенных органическим веществом известково-кремнистых или кремнисто-известковых пород, с незначительными прослоями трещиноватых пород в разрезе.
Известен способ разработки низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей (патент РФ №2544931, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/267, опубл. 20.03.2015 г., бюл. №8).
3
В указанном патенте описан способ разработки карбонатной нефтяной залежи с применением комбинированной технологии на участке горизонтального ствола скважины, с предварительной кислотной обработкой ствола скважины и закачкой водного раствора соляной кислоты, концентрацию которой принимают равной 16% и удельным объемом на метр толщины пласта 2,0 м/м, учитывая давления гидроразрыва отдельных участков, и на последующем этапе проведение проппантного ГРП. Данный способ разработки предназначен для выравнивания профиля притока горизонтальной скважины, вскрывающей неоднородные по проницаемости пласты. Однако обычный водный раствор соляной кислоты, который применялся для карбонатных залежей, характеризуется низкой эффективностью. Именно поэтому авторы указанного патента вслед за кислотной обработкой проводят гидравлический разрыв пласта.
Разработанный авторами способ с применением обычного водного раствора соляной кислоты может обеспечить невысокую глубину проникновения в пласт доманиковых отложений, из-за отсутствия учета возможности кольматации призабойной зоны пласта и коррозии скважинного оборудования.
Известен состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порового-трещинного карбонатного коллектора, включающий закачку в обсаженный перфорированный или необсаженный ствол скважины состава самогелирующего компонента и механического кольматанта для отклонения порций соляной кислоты механическим и химическим способом (патент РФ №2669600, МПК С09K 8/74, опубл. 12.10.2018 г., бюл. №29).
Известный состав недостаточно эффективен в плотных породах доманиковых отложений с невысокой пластовой температурой, при которой полное разложение механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон сополимера полигликолевой и молочной кислоты невозможно, и может привести к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта и, как следствие, снижению продуктивности добывающих скважин.
3
Известен кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг (патент РФ №2652409, МПК С09K 8/74, опубл. 26.04.2018 г., бюл. №12).
Недостатками данного состава являются низкая эффективность интенсификации притока в плотных породах доманиковых отложений из-за недостаточной глубины проникновения кислотного состава в пласт ввиду добавления уксусной кислоты. Кроме этого, уксусная кислота обладает высокой стоимостью и увеличивает затраты на приготовление и применение известного состава.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, принятый за прототип (патент РФ №2523276, МПК С09K 8/74, опубл. 20.07.2014 г., бюл. №20). Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях определением качества деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий и наличием осадка, величины межфазного натяжения и краевого угла смачивания, а также проницаемости кернового материала.
Недостатком данного состава является низкая эффективность проведения кислотной обработки призабойной зоны скважин, пробуренных в доманиковых отложениях из-за возможности выпадения в пласте асфальтенов из нефти при взаимодействии с известным кислотным составом. Кроме этого, при выборе данного состава не учитывается изменение коррозионной активности по отношению к стали, реологических и оптических свойств нефти при взаимодействии с кислотным составом, что является определяющим при изучении способов воздействия на призабойную зону скважин доманиковых отложений с целью повышения их продуктивности.
Техническая задача изобретения заключается в создании кислотного состава для воздействия на призабойную зону скважин, пробуренных в доманиковых отложениях. Предлагаемый кислотный состав обладает улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами за счет замедления скорости реагирования с плотными породами доманиковых отложений, а также снижения фильтрационного сопротивления в пласте из-за предотвращения образования вторичных осадков после нейтрализации кислотного состава, обладающего минимальной коррозионной активностью по отношению к стали, низким межфазным натяжением на границе «кислотный состав - нефть» и совместимостью с пластовыми флюидами, с учетом изменения реологических и оптических свойств нефти доманиковых отложений. Этот технический эффект расширяет область применения кислотного состава в технологическом плане (повышается эффективность таких операций как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта).
Техническая задача решается составом для кислотной обработки прискважинной зоны пласта скважин доманиковых отложений, содержащим водный раствор синтетической соляной кислоты, лигносульфонаты технические жидкие, ПАВ.
Новым является то, что состав для воздействия на доманиковые отложения в качестве раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации и дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, поверхностно-активное вещество Эфрил и лигносульфонаты технические жидкие, представляющие собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемые упариванием бисульфитного щелока, образующегося при варке целлюлозы из щепы до концентрации сухих веществ не менее 50%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
водный раствор синтетической соляной кислоты
56,0-63,0
24%-ной концентрации
указанные лигносульфонаты технические жидкие
17,0-22,0
Эфрил
3,5-8,0
ТН-ИККС
14,0-16,5
Существенными признаками предлагаемого состава являются впервые применяемые новые смеси (композиции) ранее не использовавшихся химических ингредиентов: Эфрила в качестве ПАВ; ТН-ИККС в качестве ингибитора кислотной коррозии; лигносульфонатов технических жидких в сочетании с водным раствором синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации.
Кислотный состав представляет собой гомогенную систему, которая обладает низкой коррозионной активностью по отношению к стали, уменьшает количество кольматирующих элементов в призабойной зоне пласта за счет предотвращения образования вторичных осадков и учета изменения реологических и оптических свойств нефти доманиковых отложений до и после взаимодействия с кислотным составом.
Для приготовления кислотного состава используют ингредиенты:
- соляная синтетическая кислота получается синтезом хлористого водорода путем сжигания электролитического хлора в токе водорода, с последующей абсорбцией хлористого водорода водой. По внешнему виду соляная синтетическая кислота - прозрачная желтая жидкость с массовой долей хлористого водорода не менее 31,5%, массовой долей железа (Fe) не более 0,015%;
3
-1
- лигносульфонаты технические жидкие представляют собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемых упариванием бисульфитного щелока, образующегося при варке целлюлозы из щепы до концентрации сухих веществ не менее 50%. По внешнему виду лигносульфонаты технические жидкие - однородная вязкая жидкость темно-коричневого цвета без запаха, с массовой долей сухих веществ не менее 50%, рН не менее 4,5, плотностью не менее 1,28 г/см; вязкость условная не менее 80 с; полностью растворимы в воде, растворимы в органических растворителях. В нефтедобыче используются в качестве компонента для приготовления промывочных жидкостей и изолирующих составов;
3
- ингибитор кислотной коррозии - ТН-ИККС представляет собой композиционную смесь азотосодержащих реагентов в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду это однородная жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 15% и плотностью при 20°С - не менее 0,8 г/см. Ингибитор применяется в качестве присадки к соляной кислоте и соляно-кислотным составам в целях снижения их коррозионной агрессивности по отношению к стали;
3
- ПАВ - Эфрил представляет собой композиционную смесь растворителей и активных присадок неионогенного типа. Изготавливается из метилбензола и метанола. По внешнему виду Эфрил представляет собой подвижную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с характерным запахом растворителей с плотностью при 20°С - в пределах 0,750-1,2 г/см. Предназначен для использования, как компонент кислотных составов при проведении обработки ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах и применяется с целью кислотной обработки пластов, кислотной очистки (восстановления) проводимости и интенсификации добычи нефти, а также для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Увеличение диапазона эффективности физико-химических свойств при применении нового состава достигается введением в качестве основного компонента водного раствора синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации и нового набора ингредиентов при предлагаемом их соотношении.
Повышение эффективности воздействия на доманиковые отложения предлагаемым составом обеспечивается за счет замедления скорости реагирования с плотными карбонатными породами доманиковых отложений, а также снижением фильтрационного сопротивления в пласте за счет ограничения образования вторичных осадков после нейтрализации кислотного состава, обладающего минимальной коррозионной активностью по отношению к стали, низким межфазным натяжением на границе «кислотный состав - нефть» и совместимостью с пластовыми флюидами, с учетом изменения реологических и оптических свойств нефти доманиковых отложений.
Так, сочетание ингредиентов по предлагаемому варианту придает составу возможность регулирования скорости реакции с карбонатами в диапазоне технологически необходимых низких значений этого параметра, в частности данный состав обладает в 5-12 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с базовым составом - водным раствором синтетической соляной кислоты 24% концентрации. В основе этого эффекта лежит способность лигносульфонатов технических жидких адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой, замедляющий скорость реакции кислоты с минералами породы. Компоненты, содержащиеся в Эфриле и ингибиторе кислотной коррозии ТН-ИККС, усиливают эффект за счет удержания во взвешенном состоянии асфальтенов нефти и изменения смачиваемости поверхности породы.
3
3
3
3
3
3
Пример приготовления. Состав для воздействия на призабойную зону скважин, пробуренных в доманиковых отложениях в объеме 1000 см, готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см помещают 200 см (20 об.%) лигносульфонаты технические жидкие. Далее при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке добавляют ингредиенты: Эфрил - 60 см (6,0 об.%), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 150 см (15, об.%). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 590 см водного раствора синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации. Перемешивают в течение 5-7 мин до получения однородного состава для воздействия на призабойную зону скважин, пробуренных в доманиковых отложениях.
1) Проведение реологических исследований нефти доманиковых отложений до и после взаимодействия с кислотными составами.
Измерения проводят на реометре модели PVS Brookfield или его аналоге (с соответствующими техническими характеристиками согласно таблице 1) с использованием измерительной системы, позволяющей оценить влияние градиента среза в широком диапазоне. Измерения выполняют в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
В опытах использованы следующие кислотные составы, в рецептуру которых входят компоненты с различными концентрациями: водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, лигносульфонаты технические жидкие или другой замедлитель скорости реакции с карбонатами, стабилизатор ионов железа, ингибитор коррозии, деэмульгатор, смачиватель, поверхностно-активное вещество (ПАВ):
- состав 1 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, лигносульфонаты технические жидкие, комплексное поверхностно-активное вещество);
- состав 2 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, лигносульфонаты технические жидкие, ингибитор коррозии, поверхностно-активное вещество);
- состав 3 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, стабилизатор ионов железа, деэмульгатор, ингибитор коррозии, смачиватель, замедлитель скорости реакции с карбонатами, поверхностно-активное вещество);
- состав 4 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, стабилизатор ионов железа, деэмульгатор, ингибитор коррозии, смачиватель, замедлитель скорости реакции с карбонатами);
- состав 5 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, стабилизатор ионов железа, деэмульгатор, ингибитор коррозии, смачиватель, лигносульфонаты технические жидкие, поверхностно-активное вещество);
- состав 6 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации, ингибитор коррозии, комплексное поверхностно-активное вещество);
- состав 7 (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации).
Для сравнительной оценки влияния кислотных составов сначала определяют реологические свойства контрольной пробы (КП) исследуемой нефти доманиковых отложений без добавления кислотного состава. Исследования выполняют при температурах 20, 25, 30 и 40°С. Для оценки влияния кислотных составов проводят серию измерений реологических свойств нефти доманиковых отложений после смешивания с исследуемым кислотным составом.
-1
После термостатирования анализируемого образца в течение 5 минут проводят измерение. Для оценки реологических свойств нефти доманиковых отложений с исследуемым кислотным составом применяют метод с последовательным увеличением скорости сдвига до 300 с в течение 5 минут.
За результат исследования принимают среднее арифметическое трех измерений динамической вязкости нефти доманиковых отложений, при величине относительной погрешности опыта не более 5%.
По полученным значениям динамической вязкости растворов (таблица 2) получено, что кислотный состав - 2 при взаимодействии с нефтью доманиковых отложений обеспечивает минимальное возрастание динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы (без смешивания с кислотным составом).
2) Определение изменения оптических свойств нефти доманиковых отложений до и после взаимодействия с кислотным составом.
Исследования оптических свойств проб нефти доманиковых отложений проводят методом спектрофотометрии с использованием спектрофотометра UV-1800 или его аналога (с соответствующими техническими характеристиками - таблица 3) и с использованием программного обеспечения, позволяющего обрабатывать результаты фотометрических измерений.
Для сравнительной оценки влияния кислотных составов сначала определяют значения коэффициента светопоглощения образца нефти доманиковых отложений без добавления кислотного состава (контрольная проба). При оценке влияния кислотного состава на кинетическую устойчивость исследуемых проб нефти доманиковых отложений проводят серию измерений коэффициента светопоглощения нефти доманиковых отложений после взаимодействия с кислотным составом. Проводится сравнение оптических свойств нефти доманиковых отложений после контакта с анализируемым кислотным составом с контрольной пробой нефти доманиковых отложений на основе фактора устойчивости.
При приготовлении образцов нефти доманиковых отложений для исследования оптических свойств используют пробы обезвоженной нефти доманиковых отложений. С глубины 5-10 мм от верхнего слоя обезвоженной пробы нефти доманиковых отложений шприцем отбирают образец объемом 2 мл для проведения измерений коэффициента светопоглощения контрольной пробы нефти доманиковых отложений. Образец нефти доманиковых отложений объемом 0,04-0,08 мл (в опыте 0,05 мл) растворяют в толуоле объемом 10 мл.
Подготавливают 4 кюветы с оптическим расстоянием 1,00 мм:
- в первую кювету («нулевой образец») вводят толуол;
- кюветы 2,3,4 заполняют исследуемыми образцами растворов проб нефти доманиковых отложений.
При свободных кюветодержателях проводят обнуление и коррекцию базовой линии. Подготовленные кюветы устанавливают в спектрофотометр и закрывают стеклянными крышками. Выполняют спектрофотометрические исследования образцов растворов. Результаты сохраняют в виде кривых оптической плотности для различных длин волн. После завершения исследований контрольной пробы нефти доманиковых отложений проводят серию экспериментальных исследований (не менее трех) с исследуемой пробой нефти доманиковых отложений в смеси с кислотным составом. По окончании измерений закрывают программу, выключают спектрофотометр, очищают кюветы фильтровальной бумагой, смоченной толуолом.
Предварительные результаты сохраняют в электронном варианте в виде таблиц со значениями оптической плотности и коэффициента светопоглощения в диапазоне длин волн от 350 нм до 1100 нм. Обработка результатов измерения заключается в вычислении (на минимуме и максимуме поглощения при длине волны 403 и 408 нм) значений коэффициентов светопоглощения и в вычислении значений фактора устойчивости для трех измерений.
Коэффициент светопоглощения рассчитывают по формуле:
сп
где К - коэффициент светопоглощения, 1/см;
D - оптическая плотность, ед.;
с - объемная концентрация исследуемого раствора, д.ед.;
L - толщина слоя раствора, см.
Фактор устойчивости представляет собой отношение установившейся оптической плотности нефти доманиковых отложений в верхнем слое нефти после перемешивания с кислотным составом к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти доманиковых отложений без контакта с кислотным составом:
у
где Ф - фактор устойчивости, безразмерный;
cп1
К - коэффициент светопоглощения пробы нефти доманиковых отложений после перемешивания с кислотным составом, 1/см;
сп2
К - коэффициент светопоглощения контрольной пробы нефти доманиковых отложений (без контакта с кислотным составом), 1/см.
По полученным значениям коэффициента светопоглощения и фактора устойчивости в исследуемых пробах нефти доманиковых отложений (таблица 4) установлено, что кислотный состав-2 при взаимодействии с нефтью доманиковых отложений обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и фактора устойчивости к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе (без смешения с кислотным составом).
3) Определение растворяющей способности кернового материала доманиковых отложений при взаимодействии с кислотным составом.
Навеска кернового материала доманиковых отложений взвешивается на аналитических весах (с точностью 0,01 г), осторожно опускается в стакан с кислотным составом вместимостью 250 мл. Засекается время начала реакции. Отмечается характер реакции (медленный, бурный). Через установленное время: с периодичностью в 1 минуту до достижения времени 10 минут, а далее с периодичностью в 5 минут до достижения времени 85 минут навеска вынимается пинцетом, помещается на салфетку (хлопок) на 8-10 с. После взвешивания остаток керна опускается в стакан с кислотным составом, опыт продолжается. Каждый раз фиксируется время от начала реакции и остаточная масса навески. Окончанием опыта считается достижение времени 85 минут нахождения образца керна в КС.
По результатам опыта с кислотными составами строят график зависимости «изменение массы навески - время» и оценивают критерий «Растворяющая способность» кернового материала доманиковых отложений по формуле:
спос
где Р - растворяющая способность кислотного состава, %;
0
М - первоначальная масса навески кернового материала, г;
ост
М - масса остатка, г.
Кратность замедления скорости реагирования кислотного состава с керновым материалом доманиковых отложений определяется относительно скорости реагирования базовой кислоты (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации). Для этого в стакан объемом 250 мл со 100 мл исследуемого кислотного состава опускается на одну минуту подвешенный на нитке кусочек кернового материала доманиковых отложений с заранее определенными массой и площадью. Кусочек керна достается, промывается проточной водой, сушится ветошью и взвешивается.
Скорость реагирования кислотного состава с керновым материалом доманиковых отложений за 1 минуту рассчитывается по формуле:
КС
2
где V - скорость реагирования кислотного состава с керновым материалом, г/см мин;
0
m - масса кубика кернового материала до эксперимента, г;
m - масса кубика кернового материала после эксперимента, г;
2
S - площадь кубика кернового материала, см.
HCl
Аналогично определяют скорость реакции кубика кернового материала доманиковых отложений с базовой кислотой - водным раствором синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации (V).
КС
HCl
Кратность замедления скорости реагирования кислотного состава V относительно скорости реагирования базовой кислоты V (водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации) с керновым материалом доманиковых отложений рассчитывается по формуле:
где k - кратность замедления скорости реагирования кислотного состава, количество раз;
HCl
2
V - скорость реагирования кернового материала с базовой кислотой, г/см мин;
КС
2
V - скорость реагирования кернового материала с кислотным составом, г/см мин.
По полученным значениям растворяющей способности и кратности замедления скорости реагирования кислотного состава с керновым материалом доманиковых отложений (таблица 5) получено, что кислотный состав-2 при взаимодействии с керновым материалом доманиковых отложений обладает растворяющей способностью не менее 80% и максимальным значением замедления скорости реагирования кислотного состава с керновым материалом доманиковых отложений.
4) Определение межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью доманиковых отложений.
Исследуемый кислотный состав наливают в чистый стеклянный стакан, затем опускают сталагмометр в него, так чтобы капилляр погрузился на половину своей длины. Медленно вращая головку микрометра, формируют каплю. Капля должна формироваться точно по внутреннему периметру среза капилляра, в противном случае необходимо повторно промыть капилляр. Объем капли выражают числом делений микрометра. Предварительно определяют, скольким делениям соответствует одна капля. В начале опыта отмечают деление, проходимое в момент отрыва капли. Сразу же начинают счет капель; в конце отмечают деление, отвечающее моменту отрыва последней целой капли. Объем капли берется как среднее из 10 определений.
Межфазное натяжение на границе двух жидкостей определяется по формуле:
где σ - межфазное натяжение на границе «керосин - кислотный состав)», мН/м;
K - постоянная капилляра;
cp
V - средний объем выдавливаемой капли в делениях шкалы микрометра;
1
3
ρ - плотность кислоты (кислотного состава), кг/м;
2
3
ρ - плотность керосина, кг/м.
3
б
Для определения постоянной капилляра прибора применяют дистиллированную воду и криоскопический бензол плотностью 879 кг/м. Межфазное натяжение на границе «бензол - вода», σ, при 25°С принимается равным 34,96 мН/м. Постоянная капилляра сталагмометра, K, вычисляется по формуле:
где K - постоянная капилляра сталагмометра;
б
σ - межфазное натяжение на границе «бензол - вода», мН/м;
в
3
ρ - плотность дистиллированной воды, кг/м;
б
3
ρ - плотность бензола, кг/м;
ср.б
V - средний объем выдавливаемой капли в делениях шкалы микрометра.
По полученным значениям межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью доманиковых отложений (таблица 6) установлено, что кислотный состав-2 при взаимодействии с нефтью доманиковых отложений обладает минимальным значением межфазного натяжения.
5) Определение скорости коррозии металлических пластинок, погруженных в кислотные составы.
Для проведения процедуры используется новая труба НКТ, которая разрезается на отрезки длиной 2,5 см по телу трубы между резьбовым соединением и муфтой. Затем каждый отрезок разрезается еще на 4 одинаковые части. Труба разрезается пилой, а не газовым резаком (если резать трубу резаком, прочность стали изменится и это повлияет на результаты теста). В образцах сверлят отверстие для подвешивания внутри баночки с кислотным раствором. Необходимо, чтобы все отверстия в образцах имели один диаметр. Образцы около отверстия маркируются цифровым клеймом. Перед проведением испытаний поверхность образцов шлифуют, обезжиривают, образцы выдерживают в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах.
3
В емкость наливается 250 см исследуемого кислотного состава и помещается в термостат или водяную баню для повышения температуры раствора до (20±2)°С. Затем в емкость с кислотным составом помещается стержень с тремя предварительно подготовленными и взвешенными пластинами так, чтобы пластинки были полностью погружены в кислотный состав. Через 24 часа пластины вынимаются из кислотного состава, сразу промываются водой, удаляется щеткой или резинкой налет, промывается ацетоном, потом спиртом, сушится 1 час в эксикаторе. Скорость коррозии вычисляют по формуле:
2
где: α - скорость коррозии, г/м⋅ч
m - масса пластины до начала анализа, г;
1
m - масса пластины после анализа, г;
2
S - площадь пластины, м.
По полученным значениям скорости коррозии (таблица 7) кислотный состав-2 при взаимодействии с пластинами обладает минимальным значением скорости коррозии.
6) Определение совместимости кислотных составов с нефтью доманиковых отложений.
Тест на совместимость кислотного состава с нефтью доманиковых отложений должен быть выполнен в течение 72 часов после отбора пробы нефти доманиковых отложений. В случае неоднородности пробы ее фильтруют через сито 100 меш. Если нефть доманиковых отложений расслаивается на фазы - нефтяную и водную, фазы разделяют на делительной воронке и проводят тестирование на совместимость отдельно с нефтью и пластовой водой. Тест на образование устойчивой эмульсии заключается в смешивании нефти доманиковых отложений с кислотным составом в пропорции 25/75, 50/50 и 75/25, что имитирует различное смешение в пласте при закачке.
3
3
3
В бутылочку 1 наливают 25 см тестируемого кислотного состава. Далее, маркером с нестираемыми чернилами отмечают высоту столбика кислотного состава. Затем доливают 75 см нефти доманиковых отложений. Общий объем пробы 100 см (эмульсия - 25% обводненности). Интенсивно перемешивают смесь в течение 30 секунд.
3
3
3
В бутылочку 2 наливают 50 см тестируемого кислотного состава. Далее, маркером с нестираемыми чернилами отмечают высоту столбика кислотного состава. Затем доливают 50 см нефти доманиковых отложений. Общий объем пробы 100 см (эмульсия - 50% обводненности). Интенсивно перемешивают смесь в течение 30 секунд.
3
3
В бутылочку 3 наливают 75 см тестируемого кислотного состава. Далее, маркером с нестираемыми чернилами отмечают высоту столбика кислотного состава. Затем доливают 25 см нефти доманиковых отложений.
3
Общий объем пробы 100 см (эмульсия - 75% обводненности). Интенсивно перемешивают смесь в течение 30 секунд.
3
3
3
В бутылочку 4 наливают 50 см нейтрализованного карбонатом кальция до концентрации 3% тестируемого кислотного состава. Далее, маркером с нестираемыми чернилами отмечают высоту столбика кислотного состава. Затем доливают 50 см нефти доманиковых отложений. Общий объем пробы 100 см (эмульсия - 50% обводненности). Интенсивно перемешивают смесь в течение 30 секунд.
Бутылочки 1-3 помещают в водяную баню, нагретую до температуры пласта доманиковых отложений на 30 минут. Бутылочку 4 помещают в водяную баню, нагретую до температуры пласта объекта обработки на 4 часа.
По истечении 5, 10 и 30 минут поочередно достают бутылочки 1-3 и визуально определяют границу разделения фаз кислотного состава и нефти доманиковых отложений. По истечении полных 30 минут должно наблюдаться четкое разделение на две фазы - кислота/нефть. Бутылочку 4 достают через 4 часа после начала теста, отмечают уровень деэмульгирования. Граница раздела должна быть четкая, не размытая. В случае если вышеприведенные требования не выполняются, следует отказаться от применения данного типа кислотного состава, либо изменить состав, подобрав соответствующую присадку. В случае, когда тестирование проводится с раздельными пробами нефти доманиковых отложений и пластовой воды, тесты на совместимость с нефтью доманиковых отложений следует проводить по процедурам, описанным выше.
По полученным изменениям уровня разделения фаз (таблица 8) кислотный состав-2 при взаимодействии с нефтью доманиковых отложений обладает четкой границей разделения на две фазы - кислота/нефть.
7) Определение вторичного осадкообразования кислотных составов после нейтрализации кислоты.
3
В данном исследовании используются все четыре бутылочки из предыдущего исследования. Содержимое бутылочек 1-3 после проведения исследования на совместимость фильтруются через сито 100 меш и проверяется наличие сгустков или осадка. В случае наличия эмульсии, которая плохо проходит через сито, образец дополнительно проливается подогретой водой, взятой из водяной бани в объеме не более 500 см.
3
3
3
Бутылочка 4 (проба, содержащая 50 см нефти доманиковых отложений и 50 см нейтрализованного до 3% кислотного состава) служит для проверки совместимости «отработанного» кислотного состава и нефти доманиковых отложений. Время выдержки данной смеси составляет 4 часа. Для того чтобы снизить концентрацию кислотного состава, приготовленного на основе N %-ной соляной кислоты, необходима добавка карбоната кальция СаСО. Массу добавляемой мраморной крошки (от 42 до 583 г) для кислотных составов других концентраций определяют, исходя из концентрации ингибированной соляной кислоты (3-36%).
По полученным результатам смешения кислотного состава с нефтью доманиковых отложений (таблица 9) кислотный состав-2 при взаимодействии с нефтью доманиковых отложений не образует осадка с визуальной отметкой легкости прохождения и отсутствия углеводородных коллоидных образований на сите.
Приведенные данные (таблицы 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9) свидетельствуют о том, что предлагаемый состав 2 по сравнению с другими составами обладает растворяющей способностью не менее 80% необходимым диапазоном замедления скорости реакции 5-12 раз. Предлагаемый состав практически полностью расслаивается после добавления стабилизаторов железа, а также нейтрализации кислоты и характеризуется отсутствием образования сладж-комплексов при проливании через сито 100 меш; другие составы либо практически не расслаиваются, либо расслаиваются в меньших объемах и образуют сладж-комплексы при проливании через сито 100 меш, т.е. способствуют вторичному осадкообразованию. При этом степень снижения межфазного натяжения предлагаемого состава на границе с нефтью находится в диапазоне от 0,56 до 1,04 мН/м, в то время как у остальных составов интервал диапазона значений гораздо шире. Качественно новым является оценка фактора устойчивости, по сравнению с контрольной пробой нефти доманиковых отложений, по значениям коэффициента светопоглощения, как на минимуме, так и на максимуме поглощения. Диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,928 до 0,930, что подтверждает факт нахождения асфальтенов нефти во взвешенном состоянии за счет присутствия композиционной смеси азотсодержащих компонентов в ингибиторе коррозии, в то время как у других составов диапазон значений фактора устойчивости существенно отличается от значений контрольной пробы (0,791-1,34). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемого состава сравнима с вязкостью самой нефти (15-31 мПа⋅с), что подтверждается отсутствием вторичных осадкообразований при деструктивных испытаниях после взаимодействия с пластовыми флюидами.
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов состава в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составе снижается технологичность, или это не целесообразно ввиду увеличения скорости, снижения кратности замедления реакции растворения карбонатных коллекторов, и повышения коррозионной активности по отношению к стали. При уменьшении содержания ингредиентов в составе ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.
За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, предотвращения вторичного осадкообразования, полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения, полностью решена поставленная задача - создан кислотный состав с улучшенными технологическими свойствами. Он может применяться во всех известных технологических операциях по интенсификации притока флюида при обработке призабойных зон (ОПЗ) скважин в плотных породах доманиковых отложений. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемого состава для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в геолого-физических условиях месторождений и залежей в доманиковых карбонатных пластах-коллекторах.
Таким образом, предлагаемое изобретение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов.