СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
COMPOSITION FOR PROCESSING THE BOTTOM-HOLE ZONE OF CARBONATE AND TERRIGENOUS RESERVOIRS

Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям для химических методов увеличения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано при обработках карбонатных и терригенных коллекторов с целью интенсификации притока пластовой нефти.
Уровень техники
Известен кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (см. патент РФ на изобретение RU 2723768, 17.06.2020), содержащий, мас. %: соляную кислоту 5,0-15,0; уксусную кислоту 3,0-5,0; бифторид аммония 2,0-5,0; в качестве ингибитора коррозии и гидрофобизатора - поверхностно-активный комплексный состав ИКС 1,0-5,0; нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ 0,05-0,25; N,N-диацетоглутаминовую кислоту ГЛДА 0,5-2,5; пресную воду - остальное (далее - кислотный состав №1). Смесь НТФ и ГЛДА берут при массовом соотношении 1:10 соответственно. Недостатком кислотного состава является высокая вероятность осадкообразования и возникновения нефтекислотных эмульсий при контакте с пластовой нефтью, поскольку указанное соотношение компонентов, а именно, комплексообразователей ряда органических фосфоновых кислот, вызывает высокую способность к агрегации с ионогенными поверхностно-активными веществами (ПАВ) в процессе нейтрализации соляной кислоты.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (см. патент РФ на изобретение RU 2138634, 27.09.1999), содержащий, мас. %: в качестве ПАВ продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3; уксусную кислоту 2,5-3,0; соляную кислоту 10,0-24,0; вода - остальное (далее - кислотный состав №2). Недостатком данного изобретения является повышенное содержание ионов трехвалентного железа в соляной кислоте, что приводит к коррозии оборудования. Также после истощения кислоты происходит гидролиз железа с образованием гидроокиси, стабилизирующей эмульсии и кольматирующих образований в поровом пространстве пласта, что препятствует глубокому проникновению состава в пласт и ведет к снижению эффективности его обработки.
2
2
2
2
2
2
Наиболее близким аналогом изобретения является состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, описанный в патенте РФ на изобретение RU 2242603, 20.12.2004. Состав включает воду с рН 0,5-14, пероксосольват фторида калия KF⋅HO и гидрофторид калия KHF при следующем соотношении компонентов состава, мас. %: KF⋅НО - 0,7-20,0, KHF - 0,5-20,0, вода - остальное. Состав дополнительно может включать для воды с рН менее 7 соляную кислоту в качестве кислотного компонента, а для воды с рН более 7 - гидроксид калия в качестве щелочного компонента. Кроме того, дополнительно могут вводится - ионогенные или неионогенные ПАВ или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас. % и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас. %.
Недостатками указанного состава является необходимость выдерживания кислотно-щелочной среды путем введения соляной кислоты или гидроксида калия, ввиду чего для обработки необходимо введение ингибиторов кислотной коррозии до 5 мас. %. Так же, из-за изменяющегося уровня рН возможно образование нерастворимых осадков трех- и двухвалентного железа, что неизбежно приводит к дополнительному применению стабилизаторов и восстановителей железа в виде присадок. Так же введенные ПАВ в рецептуре изобретения являются недостаточно поверхностно-активными по показателю межфазного натяжения σ [мН/м], что может провоцировать торможение реакции технологической жидкости с породой и возникновение нефтекислотных эмульсий и асфальто-смолисто-парафиновых отложений как на поверхности оборудования, так и в зоне пористого пространства коллектора.
Раскрытие сущности изобретения
Общей технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является низкая эффективность и сложность применения существующих составов применительно к обработке карбонатных и терригенных коллекторов с целью интенсификации притока пластовой нефти.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении восстановленной проницаемости пористого пространства продуктивного коллектора, позволяющей интенсифицировать приток нефти, увеличив дебит скважины более чем на 80%, улучшении совместимости состава с пластовыми нефтями различного химического состава и реологии, исключении необходимости введения дополнительных присадок в состав, а также упрощении процессов транспортировки и применения состава.
Предлагаемый состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов, включающий комплексное соединение соли фтороводородной кислоты с пероксидом водорода и воду, при этом в качестве комплексного соединения соли фтороводородной кислоты с пероксидом водорода содержит пероксосольват фторида калия или пероксосольват фторида аммония, в который перед этапом вакуумной сушки или на этапе вакуумной сушки введен в количестве 3-15 мас. % комплекс поверхностно-активных веществ ПАВ - смесь анионных и/или неионогенных, и/или амфотерных поверхностно-активных веществ со степенью оксиэтилирования от 6 до 12 и углеводородным радикалом от 6 до 10 в растворителе, и дополнительно - аммоний фтористый безводный при следующем соотношении компонентов, мас. %:
указанное комплексное соединение с введенным
комплексом ПАВ
5-20;
аммоний фтористый безводный
5-10;
вода
остальное
Комплексное соединение получено путем смешивания соли фторида калия или фторида аммония в количестве от 30,8 до 62,5 мас. % с пероксидом водорода в количестве от 22,5 до 61 мас. %, и вакуумной сушки раствора, перед или во время которой вводят комплекс ПАВ в количестве от 3 до 15 мас. %.
Комплекс ПАВ, включает по меньшей мере один компонент, выбранный из группы: бензосульфокислота, фосфорный эфир, оксиэтилированный высший спирт.
Достижение указанного технического результата обусловлено следующим.
Применение комплекса ПАВ, содержащегося в порошкообразном реагенте, т.е. введенного на этапе сушки или перед ней, обеспечивает минимальный показатель межфазного натяжения на границе раздела жидкости с углеводородами. Высокая поверхностная активность применяемых ПАВ, вводимых на этапе сушки или перед ней в указанное комплексное соединение, способных к адсорбции на поверхностном слое, обеспечивает высокий показатель совместимости водных растворов этих реагентов с пластовыми флюидами, а также предотвращает образование нефтекислотных эмульсий и удаляет имеющиеся.
Предложенный состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов в процессе обработки призабойной зоны пласта не вступает в реакцию нейтрализации, оставляя водородный показатель в зоне реакции с породой стабильным, поскольку не содержит кислот Льюиса, что исключает образование нерастворимых железосодержащих осадков и необходимость применения ингибиторов коррозии.
Содержащийся в рецептуре состава аммоний фтористый безводный вступает в синергию взаимодействия с указанным комплексным соединением в процессе их гидролиза и образования комплексной структуры с высокой энергией сольватации в сравнении с хелатными соединениями, используемыми в качестве стабилизаторов, что способствует предотвращению полного прекращения реакции с породой, спровоцированной адсорбцией присутствующих ПАВ на поверхности пористой среды обрабатываемых участков.
Кроме того, товарная форма реагентов для состава по изобретению, поставляемая на объекты обработки, является сухим кристаллическим порошком, стабилизированным введенным комплексом ПАВ и не обладающим гигроскопичностью, что увеличивает сроки его хранения и упрощает способы транспортировки.
Осуществление изобретения
Состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов, предпочтительно, синтезируется путем проведения реакции соли фторида калия или фторида аммония в количестве от 30,8 до 62,5 мас. % с пероксидом водорода в количестве от 22,5 до 61 мас. % После синтеза проводится сушка раствора с помощью роторного вакуумного испарителя с введением на данном этапе или перед ним комплекса ПАВ в количестве от 3 до 15 мас. % с предварительным содержанием пероксида водорода в жидкой смеси равной 20-45%.
Комплекс ПАВ представляет собой заранее подготовленную смесь анионных и/или неионогенных, и/или амфотерных поверхностно-активных веществ, в частности бензосульфокислот, фосфорных эфиров (например, марок Стенор 25Е10Р3, Бетанор марки А), оксиэтилированных высших спиртов (например, марок Неонол АФ-9-12, Стенор 25Р15Е10, Полинор MP 4202) в системе растворителя (например, изопропанол, метанол или бутанол, представляющие собой одноатомные высшие спирты) со степенью оксиэтилирования от 6 до 12 и углеводородным радикалом от 6 до 10.
С целью доказательства соответствия предлагаемого изобретения заявленным свойствам и критерию «промышленная применимость» приведены примеры приготовления заявленного состава в лабораторных условиях и его основные технические характеристики в зависимости от дозировок компонентов.
Пример 1. Брали 269 г комплексного соединения фторида калия и пероксида водорода (пероксосольват фторида калия) в жидком виде, добавляли к нему комплекс ПАВ в количестве 8 г.: Бетанор марки А и оксиэтилированный высший нонилфенол - Неонол АФ-9-12, в соотношении 1:2 соответственно, в процессе сушки с помощью ротационного вакуумного испарителя. Смесь перечисленных веществ, полученных на выходе в виде сухого сыпучего реагента, брали в количестве 5 г и растворяли в воде, после чего добавляли 5 г аммония фтористого безводного, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас. %: комплексное соединение фторида калия с пероксидом водорода - 5%, аммоний фтористый безводный - 5%, вода - 90%.
Пример 2. Брали 269 г комплексного соединения фторида аммония и пероксида водорода (пероксосольват фторида аммония) в жидком виде, добавляли к нему комплекс ПАВ в количестве 20 г.: Стенор 25Е10Р3 и Стенор 25Р15Е10, в соотношении 1:2 соответственно, после чего проводили сушку с помощью ротационного вакуумного испарителя. Смесь перечисленных веществ, полученных на выходе в виде сухого сыпучего реагента, брали в количестве 20 г и растворяли в воде, после чего добавляли 10 г аммония фтористого безводного, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас. %: комплексное соединение фторида аммония с пероксидом водорода - 10%, аммоний фтористый безводный - 7,5%, вода - 82,5%.
Пример 3. Брали 269 г комплексного соединения фторида аммония и пероксида водорода (пероксосольват фторида аммония) в жидком виде, добавляли к нему комплекс ПАВ в количестве 40 г.: Полинор MP 4202 и Бетанор марки А, в соотношении 1:2 соответственно, в процессе сушки с помощью ротационного вакуумного испарителя. Смесь перечисленных веществ, полученных на выходе в виде сухого сыпучего реагента, брали в количестве 20 г и растворяли в воде, после чего добавляли 10 г аммония фтористого безводного, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас. %: комплексное соединение фторида аммония с пероксидом водорода - 20%, аммоний фтористый безводный - 10%, вода - 70%.
В ходе лабораторных исследований определялись основные технологические свойства предлагаемого состава для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов:
1. Совместимость состава с пластовой нефтью и вероятность образования побочных продуктов их взаимодействия в виде водонефтяных эмульсий, для чего смешивались разные объемные соотношения 25:75, 50:50 и 75:25 систем «состав по изобретению/нефть», после чего исследовалась степень образования шламового остатка на сите размером ячеек в 100 меш после фильтрации через него системы «состав по изобретению /нефть».
2. Скорость растворения карбонатной породы, для чего использовалась методика определения данного параметра, соответствующая мировому стандарту компании ТНК-BP по соблюдению контроля качества при проведении кислотных обработок, в соответствии с которой оценивалась степень растворения модели карбонатной породы в виде мраморных кубиков с ребром длиной 1 см, с течением времени в равном объеме образцов состава.
В таблице 1 приведены данные о свойствах заявленного состава в сравнении с соляной кислотой HCl с содержанием равным 11,31%, с кислотными составами №1 и 2, а также составу №3 согласно ближайшему аналогу (упомянутые в разделе «уровень техники») на параметр деэмульсации с нефтью, осадкообразования в процессе нейтрализации и скорости растворения карбонатной породы.
Результаты лабораторных тестов состава по изобретению, приготовленного по описанным выше примерам №1-3, приведенные в таблице 1, подтверждают его высокую эффективность по следующим параметрам:
- высокая степень замедления реакции с моделью карбонатной породы;
- совместимость с пластовой нефтью, способность к предотвращению водонефтяных эмульсий и осадков;
- отсутствие вторичного осадкообразования с сохранением стабильности водородного показателя системы, так как водный раствор комплексного соединения соли фтороводородной кислоты с пероксидом водорода не подвержен реакции нейтрализации.