СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
COMPOSITION FOR ACID TREATMENT OF BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (пат. RU №1641984, МПК Е21В 43/22, опубл. 15.04.1991 г. Бюл. №14), включающий смесь поверхностно-активных веществ (ПАВ) - 0,25-2,0%, полиакриламид - 0,0121-0,1% и 6,0-19,0%-ную соляную кислоту - остальное.
Недостатками данного состава являются высокая скорость реакции кислотного состава с породой пласта, негативное влияние полиакриламида на свойства нефти и выпадение вторичных осадков солей железа, вызывающих кольматацию призабойной зоны пласта.
Известен состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта (пат. RU №2424272, МПК C09K 8/74, опубл. 20.07.2011 г. Бюл. №20), включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду. В качестве ингибитора коррозии содержит отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20; солянокислые ароматические амины 20-30; воду - остальное. Дополнительно содержит уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9; отход производства бензальдегида 10-20; уксусная кислота 0,1-1,0.
Недостатком данного состава является содержание в составе отходов производства бензальдегида, что увеличивает экологическое загрязнение недр при воздействии состава на пласт.
Известен поверхностно-активный состав для обработки карбонатных коллекторов (пат. RU №2494136, МПК C09K 8/74, опубл. 27.09.2013 г. Бюл. №27), содержащий, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на HCl) 6,0-24,0%; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0%; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «Же-ниЛен» 0,5-2,0%; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0%; стабилизатор железа 0,5-3,0%; воду - остальное.
Недостатком данного состава является высокая скорость реакции кислотного состава с породой пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (пат. RU №2379327, МПК C09K 8/74, опубл. 20.01.2010 г. Бюл. №2), включающий ингибированную соляную кислоту, полимер, ПАВ, стабилизатор железа и воду.
Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность воздействия на пласт за счет низкой скорости реакции кислотного состава с породой пласта, засорение призабойной зоны пласта продуктами реакции стабилизатора железа с кальциевыми солями.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия на пласт путем снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта.
Технические задачи решаются применением состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего ингибированную соляную кислоту, полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, стабилизатор железа и воду.
Новым является то, что состав содержит в качестве полимера - ксантан, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, в качестве стабилизатора железа - уксуснокислый аммоний и дополнительно добавку - сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ингибированная соляная кислота
5,0-65,0
ксантан
0,05-0,5
оксиэтилированный алкилфенол
0,05-1,0
уксуснокислый аммоний
1,0-6,0
сульфаминовая кислота
1,0-10,0
вода
остальное
3
В качестве основного реагента кислотного состава используют ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%. Ингибированная соляная кислота представляет собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м.
Растворение карбонатов в ингибированной соляной кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2):
В качестве загустителя кислотного состава используют биополимер ксантан, представляющий собой высокомолекулярный экзополисахарид микробного происхождения. Одним из положительных свойств ксантана является малая чувствительность к ионной силе раствора.
Оксиэтилированный алкилфенол представляет собой неионогенное ПАВ (НПАВ). Помимо снижения скорости реакции кислотного состава с породой, НПАВ способствует изменению смачиваемости породы, снижению межфазного натяжения на границе «вытесняющий агент - нефть» и отмыву с поверхности порового пространства пленки нефти. НПАВ менее чувствительны к ионной силе раствора, что делает их применение в кислой среде более эффективным.
Одной из проблем кислотных обработок является техногенная кольматация призабойной зоны пласта. В частности, при прохождении кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ) происходит попадание в раствор соединений трехвалентного железа, которые в кислой среде растворяются, а при нейтрализации кислоты (изменении рН среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют добавку комплексообразующего агента - уксуснокислый аммоний. Кроме того, уксуснокислый аммоний служит замедлителем скорости реакции кислотного состава с породой.
Уксуснокислый аммоний представляет собой белые кристаллы. Хорошо растворяется в пресной воде и реагирует с соляной кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и хлорида аммония. Уксусная кислота менее реакционноспособна, чем соляная кислота. Хлорид аммония постепенно гидролизуется по реакции (4) с образованием соляной кислоты, что обеспечивает регенерацию кислоты в пласте:
Сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1. Содержание в составе сульфаминовой кислоты позволяет замедлить скорость реакции за счет частичной замены соляной менее реакционной сульфаминовой кислотой.
Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (5), (6):
Образующиеся соли кальция, магния, соляной и сульфаминовой кислот легко растворимы в воде. Отсюда следует, что при обработках соляной и сульфаминовой кислотами исключается возможность вторичного выпадения осадка этих солей.
В качестве растворителя для приготовления кислотного состава используется пресная техническая вода.
Состав представляет собой гомогенную систему, которая за счет сорбционных процессов НПАВ и высокомолекулярных компонентов на породе обеспечивает замедление скорости реакции кислотного состава с породой, увеличивает охват пласта обработкой, уменьшает количество кольматирующих элементов.
Состав готовится следующим образом.
Ингибированная соляная кислота, ксантан, оксиэтилированный алкилфенол, уксуснокислый аммоний, сульфаминовая кислота дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.
Примеры приготовления конкретных составов в лабораторных условиях
Пример 1 (предлагаемый состав).
Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ингибированная соляная кислота
42,0
ксантан
0,2
оксиэтилированный алкилфенол
0,4
уксуснокислый аммоний
5,0
сульфаминовая кислота
3,0
вода
остальное
к 49,4 г пресной воды при последовательном перемешивании добавляют 42 г ингибированной соляной кислоты, 0,4 г - оксиэтилированного алкилфенола, 5 г - уксуснокислого аммония, 3 г - сульфаминовой кислоты и 0,2 г - ксантана.
Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание.
Пример 2 (прототип).
Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ингибированная соляная кислота
48,0
полимер
2,5
ПАВ
0,5
стабилизатор железа
0,3
вода
остальное
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.
Оценку эффективности состава проводят в лабораторных условиях по динамике растворения мраморного кубика, выдержанного в растворах исследуемого кислотного состава.
Динамика растворения мраморного кубика определялась гравиметрическим способом путем исследования потери массы образцов мрамора, помещенных в кислотные составы на 1, 2, 4, 6, 24 часов. Результаты приведены в таблице 1.
Из таблицы 1 видно, что предлагаемый состав обладает существенно более низкой скоростью реакции с мрамором по сравнению с прототипом. Скорость реакции предлагаемого кислотного состава с мрамором по сравнению с прототипом ниже в 1,5-4 раза.
Таким образом, предлагаемый состав повышает эффективность воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличивает охват пласта обработкой и текущую нефтеотдачу пласта, исключает загрязнение призабойной зоны пласта.