СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
COMPOSITION AND METHOD FOR ACID PROCESSING OF BOTTOM HOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами.
Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий в масс.%: соляную кислоту 10-20, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,3-1,0, ацетон 20-40 и остальное - воду (см. авт. свид. №1513131, МКИ E21B 43/27, публ. 1989 г.).
Данный состав не обеспечивает требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.
Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий в масс.%: соляную кислоту 6,0-24,0, спиртосодержащее соединение 5,0-30,0, средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0, катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0, стабилизатор железа 0,5-3,0 и остальное - воду (см. Патент РФ №2494136, МКИ C09K 8/74, публ. 2013 г.).
2+
2+
2
2
Недостатком данной композиции является присутствие в составе технического моющего средства «ЖениЛен» силиката натрия. При закачке композиции в карбонатный пласт выделяются ионы Ca и Mg, кроме того в пластовых водах эти ионы присутствуют в виде солей CaCl и MgCl. Наличие данных ионов приводит к образованию нерастворимых осадков силиката кальция и магния.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является кислотный состав для обработки призабойной зоны, включающий в масс.%: галоидводородную кислоту 8,0-75,0, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновую кислоту и/или неоногенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель - остальное (см. Патент РФ №2100587, МКИ E21B 43/27, публ. 1997 г.).
Проведенные лабораторные исследования показали неселективность применения состава для нефте- и водонасыщенных пропластков продуктивного пласта.
Известен способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей в масс.%: кислоту 97,5-99,9 и замедлитель реакции с породой пласта 0,1-2,5, и композиции, содержащей в масс.%: поверхностно-активное вещество 5,0-16,0, жидкий углеводород 84,0-95,0, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4 (см. Патент РФ №2295635, МКИ E21B 43/22, публ. 2007 г.).
Данный способ имеет существенный недостаток. Технология предусматривает закачку двух растворов: кислотного состава и углеводородного состава.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку легкой нефтью в зону продуктивного пласта предварительно приготовленного в дистиллированной воде с температурой 80-90°C раствора соляной кислоты 5,0-20,0%-ной концентрации с поверхностно-активным веществом - МЛ-81 Б, проведение технологической выдержки не более 2 часов и депрессионное воздействие (см. Патент РФ №2280154, МКИ E21B 43/27, публ. 2006 г.).
Известный способ предполагает предварительный нагрев кислотной композиции до 80-90°C, что требует дополнительных затрат энергии и при этом не обеспечивает требуемой глубины обработки.
Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатоного коллектора, содержащий в масс.%: соляной кислоты 7,0-19,0, растворителя 10,0-45,0, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорной кислоты 4,0-14,0 и остальное - воду, и способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой в глубину пласта и осуществление технологической выдержки (см. Патент РФ №2293101, МКИ C09K 8/72, E21B 43/27, публ. 2007 г.).
Недостатком данного изобретения является использование ортофосфорной кислоты, которая при снижении концентрации соляной кислоты вследствие взаимодействия ее с карбонатной породой образует с породой пласта нерастворимые осадки фосфатов кальция и магния, что приводит к снижению эффективности обработки.
Наиболее близким по технической сущности достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего продавку кислотного реагента через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов путем депрессионного воздействия на скважину в зависимости от коэффициента приемистости скважины, а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду или техническую воду или техническую воду с добавлением моющего препарата или нефть с маслорастворимым эмульгатором (см. Патент РФ №2346153, МКИ E21B 43/27, C09K 8/74, публ. 2009 г.).
Данный способ применим для обработки только терригенных коллекторов и отсутствие в составе реагента замедлителя не обеспечивает требуемой глубины обработки призабойной зоны.
Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с его использованием, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.
Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащего соляную кислоту, поверхностно-активное вещество - НПАВ, или АПАВ, или КПАВ, или их смесь, Афон 300М, растворитель и воду, при следующем соотношении компонентов, масс.%:
соляная кислота
10,0-20,0
АПАВ, НПАВ, КПАВ или их смесь
0,4-3,0
Афон 300М
0,01-15,0
растворитель
5,0-25,0
вода
остальное,
3
причем состав дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,5-2,0 масс.%, а в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляют закачку вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой и проведением технологической выдержки, причем закачку проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт.
В варианте выполнения способа закачку кислотного состава в обрабатываемые пласты проводят поинтервально, что позволяет регулировать объем и режим закачки в зависимости от фильтрационных свойств пласта.
Соляную кислоту используют по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3, ТУ 2458-017-12966038-2002, ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2122-252-05763441-99 с изм. 1-4, ГОСТ 3118-77, ГОСТ 857-95.
9
9
В качестве ПАВ могут быть использованы анионоактивные ПАВ, неионногенные ПАВ, катионные ПАВ или их смесь, такие как: алкилсульфонат Волгонат по ТУ 2481-308-05763458-2001; нефтенол К (РД-1К) по ТУ 2483-065-17197708-2002; эмульсол НГЛ-205 марки А по ТУ 0253-050-70351853-2008; алкапав 16.30 по ТУ 2482-004-04706205-2005; неонол АФ-6, АФ-12 по ТУ 2483-077-05766801-98; оксанол КД-6, О-18, ЦС-21 по ТУ 2483-328-05763441-2000; ОП-10 по ГОСТ 8433-81; синтамид-5 по ТУ 6-02-640-91; синтанол ДС-10, ДТ-7 по ТУ 6-14-577-88. Введение в состав ПАВ способствует снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами, предотвращает образование водонефтяных эмульсий и обеспечивает совместимость состава и пластового флюида, а также обеспечивает более легкое удаление отработанных продуктов реакции и загрязнений пласта.
Афон 300М представляет собой смесь натриевых солей фосфоновых и соляной кислот и выпускается по ТУ 2499-540-05763441-2012 с изм. 2. Введение в состав Афон 300М способствует замедлению скорости растворения карбонатной породы (таблица 1, пример 16) за счет образования пленки на поверхности раздела фаз: карбонатная порода - кислотная композиция.
В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы:
катасол 18-3 по ТУ 2482-005-49811-247-2010; метилан-2 по СПТ-500-2006; КИ-1 МР по ТУ 2482-033-42942526-2002; ПБ-5 по ТУ 6-01-28-92; ПКУ-Э по ТУ 6-02-1299-85; Синол ИКК по ТУ 2482-002-48482528-98; БА-6 по ТУ 6-02-1192-79; КИ-1 по ТУ 6-046-89-381.006-97. Ингибитор коррозии вводят в состав при использовании не ингибированной соляной кислоты.
В качестве растворителя используют органические растворители, такие как: изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84; пропиловый спирт по ТУ 2632-106-4449379-07; метиловый спирт по ГОСТ 2222-95; спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78. Использование одноатомных спиртов снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.
Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношение компонентов в составе определяют экспериментальным путем как наиболее оптимальное для решения поставленной задачи.
Предлагаемый состав представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, стабилен при перевозке и хранении.
3
Предлагаемый способ обработки заключается в закачке в скважину кислотной композиции в объеме из расчета 1-3 м на метр перфорированной толщины пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт. При низкой приемистости скважины вначале проводят выдержку в режиме ванны. Закачку кислотной композиции можно производить в импульсном режиме, что позволяет увеличить глубину обработки при низкой проницаемости, или в постоянном режиме, что обеспечивает непрекращающееся движение в призабойной зоне. Для обработки зон пласта с различной проницаемостью воронку для закачки кислотной композиции устанавливают на уровне нижних дыр перфорации. После закачки кислотной композиции ее продавливают вглубь пласта технической водой или водонефтяной эмульсией или нефтью в объеме насосно-компрессорных труб и далее проводят технологическую выдержку в течение 4-6 часов в зависимости от температуры пласта. В случае высокой неоднородности фильтрационных свойств обрабатываемых зон пласта закачку кислотной композиции проводят поинтервально. Такая закачка позволяет регулировать объем и режим закачки кислотной композиции. Извлечение продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой проводят методом свабирования.
Для доказательства соответствия заявленного предложения критерию «промышленная применимость» приводим примеры приготовления состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием известного и заявляемого составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Пример 1 (заявляемый состав).
В 64,2 г воды добавляют при перемешивании 12,0 г Афон 300М, 0,8 г океанола КД-6, 13,0 г изопропилового спирта и 10,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 1).
Примеры 2-6 проводят аналогично примеру 1, изменяя виды используемых компонентов и их содержание в составе.
Пример 7.
К 73,1 г воды добавляют при перемешивании 0,9 г Афон 300М, смесь 1,0 г синтанола ДТ-7 и 1,0 г алкапава 16.30, 11,0 г метилового спирта, 2,0 г ингибитора коррозии - КИ-1 и 11,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 7).
Примеры 8-15 проводят аналогично примеру 7, изменяя виды используемых компонентов и из содержание в составе.
Пример 16.
К 58,9 г воды добавляют при перемешивании 2,1 г синтамид-5, 25,0 г изопропилового спирта и 1,0 г ингибитора коррозии - метилана (см. таблицу 1, пример 16).
Пример 17 (прототип).
9-12
В 60,0 г соляной кислоты 25%-ной концентрации добавляют при перемешивании 2,0 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 2,0 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 1,0 г неонола АФ и 3,0 г ацетона (см. таблицу 1, пример 17).
Для изучения кинетики взаимодействия состава с карбонатом используют методику, основанную на измерении во времени объема выделившегося углекислого газа в ходе взаимодействия предлагаемого состава с карбонатом кальция (мрамором).
Установка состоит из колбы, в которой происходит реакция взаимодействия, соединенной гибким шлангом с дрекселем, помещенным в сосуд с водой. Выделяющийся углекислый газ вытесняет из сосуда воду, которая по гибкому шлангу поступает в приемную мерную емкость.
3
В каждом опыте используют кубик размером 1×1×1 см, вырезанный из цельного мраморного образца, который помещают в колбу с исследуемым составом. Объем состава 50 см, температура эксперимента 20±2°C, давление - атмосферное. За скоростью реакции взаимодействия карбоната кальция с составом следят по изменению объема выделившегося углекислого газа во времени. Коэффициент растворимости карбоната кальция рассчитывают для половинного растворения кубика, исходя из времени выделения 50% общего объема выделившегося газа:
где γ - вес кубика, г;
50
τ - время выделения 50% объема углекислого газа, час;
2
S - площадь поверхности кубика, см.
Таблица 1
Содержание компонентов состава, масс.%
Коэффициент растворимости породы, г/см<sup>2</sup>·ч
№№
Кислота соляная в пересчете на HCl
Афон 300М
Ингибитор коррозии
Растворитель
ПАВ
Вода
1
2
3
4
5
6
7
8
1
10,0
12,0
-
13,0 изопропиловый спирт
0,8 оксанол КД-6
64,2
3,45
2
12,0
0,5
-
7,0 метиловый спирт
1,4 эмульсол НГЛ-205 марки А
79,1
3,50
3
14,0
1,5
-
9,0 спирт этиловый технический
0,4 алкапав 16.30
75,1
3,56
4
16,0
5,0
-
15,0 изопропиловый спирт
0,9 неонол АФ<sub>9-6</sub>
63,1
4,40
5
18,0
0,01
-
16,0 спирт этиловый технический
2,5 неонол АФ<sub>9-12</sub>
63,49
3,26
6
20,0
11,0
-
5,0 пропиловый спирт
3,0 неонол АФ<sub>9-10</sub>
61,0
4,00
7
11,0
0,9
2,0 КИ-1
11,0 метиловый спирт
1,0 синтанол ДТ-7+1,0 алкапав 16.30
73,1
3,46
8
18,0
0,04
1,4 БА
14,0 пропиловый спирт
1,5 ОП-10
65,06
4,12
9
14,0
15,0
1,0 КИ
22,0 метиловый спирт
1,5 синтанол ДС-10+1,5 эмульсол НГЛ-205 марки А
45
3,11
10
15,0
6,0
2,0 синол
10,0 изопропиловый спирт
0,5 оксанол ЦС-21
66,5
4,55
11
15,0
1,1
2,0 ПБ-5
12,0 спирт этиловый технический
1,1 нефтенол К (РД-1К)+1,1 ОП-10
67,7
3,12
12
17,0
0,3
0,5 ПКУ-Э
8,0 пропиловый спирт
0,6 алкилсульфонат Волгонат
73,5
3,90
13
20,0
0,5
2,0 метилан
12,0 изопропиловый спирт
1,6 оксанол О-18
63,9
4,15
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
6
7
8
14
19,0
0,1
1,6 катасол
10,0 спирт этиловый технический
1,0 неонол АФ<sub>9-6</sub>
68,3
3,15
15
13,0
0,7
1,0 метилан
25,0 изопропиловый спирт
2,1 синтамид-5
58,2
4,70
16
13,0
-
1,0 метилан
25,0 изопропиловый спирт
2,1 синтамид-5
58,9
15,7
Прототип
17
60,0
2,0 НТФ
2,0 КИ-1
35,0 ацетон
1,0 неонол АФ<sub>9-12</sub>
-
5,6
С - концентрация кислоты, доля единицы.
2
2
Из данных, приведенных в таблице 1, видно, что скорость растворения породы при использовании заявляемого состава ниже по сравнению с составом по прототипу. При использовании состава без компонента Афон 300М скорость растворения мрамора возрастает с 3,11-4,55 г/см·ч до 15,7 г/см·ч, что свидетельствует о том, что использование в составе компонента Афон 300М приводит к замедлению скорости растворения карбонатной породы при использовании заявляемого состава.
2
Для определения изменения фильтрационного сопротивления проводят модельные испытания. Берут насыпные модели длиной 3,0-3,3 см и поперечным сечением 1,54 см, заполненные кварцевым песком с добавлением 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего с обратной стороны закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют нефтью. В водонасыщенных моделях после воды закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле:
<mrow><mi>Q</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mn>2</mn><mo stretchy="false">(</mo><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi><mo stretchy="false">)</mo></mrow></msub><mo>−</mo><msub><mi>K</mi><mrow><mn>1</mn><mo stretchy="false">(</mo><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi><mo stretchy="false">)</mo></mrow></msub></mrow><mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mn>2</mn><mo stretchy="false">(</mo><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi><mo stretchy="false">)</mo></mrow></msub></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mn>100</mn><mi>%</mi><mo>,</mo></mrow>
2(в,н)
1(в,н)
2
K и K - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм. Результаты испытания составов приведены в таблице 2.
Таблица 2
№ п.п.
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Номер закачиваемого состава
Изменение фильтрационного сопротивления, %
До обработки
после обработки
1
2
3
4
5
Водонасыщенная модель
1
0,16
0,094
2
-41,0
2
0,31
0,24
9
-22,6
Прототип
3
0,17
0,42
17
+147,0
Нефтенасыщенная модель
4
0,026
0,112
5
+330,8
5
0,035
0,266
15
+660,0
Прототип
6
0,029
0,004
17
-86,2
Из данных таблицы 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление по нефти и возрастает фильтрационное сопротивление по воде, что обеспечивает селективность воздействия на породу пласта.
Приводим пример конкретного применения способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого состава.
3
3
Обработка призабойной зоны добывающей скважины с целью интенсификации добычи нефти. Глубина скважины 1700 м, диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта 1611-1635 м, интервалы перфорации 1611-1615 м и 1630-1635 м. Расчетный объем реагента для обработки первого пропластка 8,0 м, второго 10,0 м. Допустимое давление на первый пропласток 4,0 МПа, на второй - 3,0 МПа.
3
3
3
Обработка нижнего интервала. Технологическую колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудованную воронкой, спускают на глубину 1635 м и пакер на глубину 1620 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (5,1 м). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м при давлении не более 3,0 МПа. При повышении давления закачки выше допустимого закачку временно прекращают и возобновляют после его снижения. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции.
3
3
3
Обработка верхнего интервала. Воронку устанавливают на глубине 1615 м, пакер на глубине 1600 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (3,1 м). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м при давлении не более 4,0 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции. Спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу. В результате обработки дебит нефти возрос с 1,5 до 7,0 т/сут.
При использовании предлагаемого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки с его использованием по сравнению с прототипом снижается скорость реакции взаимодействия кислотного состава с породой пласта, увеличивается проникающая способность кислотного состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны и увеличивается охват пласта воздействием, что, в конечном итоге, приводит к увеличению добычи нефти.