СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА
COMPOSITION FOR ACID TREATMENT OF BOTTOM-HOLE ZONE OF LOW-PERMEABLE TERRIGENOUS BED

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе глинокислотных составов путем комплексного воздействия на призабойную зону терригенного пласта, с целью интенсификации притока нефти и газа из него и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых терригенных коллекторов.
Известны способы кислотной обработки терригенных коллекторов, в которых используются глинокислотные составы, содержащие одноатомные спирты [1], гликоли [2], целлозольвы [3].
Общими недостатками известных составов являются применение в качестве компонентов кислотного состава дорогих и дефицитных реагентов, широко используемых в химических синтезах, а также недостаточное замедление скорости реакции кислотного состава с породой.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий смесь соляной кислоты с плавиковой 8,0-75,0 мас.%, ингибитор коррозии 0,5-2,0 мас.%, НПАВ и/или фосфоновая кислота 0,5-2,0 мас.%, растворитель - этанол или метанол или спиртосодержащие отходы: этанольная фракция, метанольная фракция - остальное [4] - прототип.
Недостатками данного состава являются отсутствие высокой совместимости с пластовой нефтью, недостаточное замедление скорости взаимодействия с породой, что снижает его эффективность при воздействии на пласт.
Задачей настоящего технического решения является расширение ассортимента кислотных составов для низкопроницаемых терригенных пластов, удешевление рецептуры кислотного состава за счет использования реагентов, являющихся побочными продуктами химических производств (отходами), но при этом повышение эффективности кислотной обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов за счет значительного замедления скорости реакции с породой при пластовой температуре для увеличения охвата пласта обработкой и снижения опасности образования вторичных осадков, а также увеличения проникающей способности кислотного состава в низкопроницаемый коллектор и улучшения удаления из обработанной зоны отработанной кислоты и продуктов реакции.
Поставленная задача решается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного коллектора, включающий ингибированную соляную кислоту и фторсодержащий реагент, неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол и/или фосфоновую кислоту, органический растворитель и воду, согласно изобретению содержит в качестве фторсодержащего реагента плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония, в качестве органического растворителя смесь гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров - оксаль Т-66, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота (на НСl)
9,0-15,0
Фторсодержащий реагент (на HF)
4,0-7,4
НПАВ и/или фосфоновая кислота
0,1-2,0
Указанный органический растворитель
5,0-30,0
Вода
остальное.
Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с прототипом и аналогами позволяет сделать вывод, что предлагаемое техническое решение отвечает критерию «новизна», так как в своем составе содержит новый для кислотных составов реагент - смесь гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров. Кроме того, предлагаемый состав также отвечает критерию «существенные отличия», поскольку применяемый в нем реагент существенно улучшает технологические свойства кислотного раствора.
Флотореагент - оксаль Т-66 является смесью гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров и представляет собой продукт переработки побочных продуктов производства диметилдиоксана, выпускается по ТУ 2452-029-05766801-94 и используется в качестве пластификатора в лакокрасочной промышленности, при бурении нефтяных скважин для регулирования свойств буровых растворов на водной основе.
Требования к свойствам флотореагента - оксаль Т-66 по ТУ приведены в таблице 1.
Для приготовления составов рабочих растворов также были использованы следующие вещества, выпускаемые отечественной промышленностью:
Ингибированная соляная кислота (НСl) выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97;
Кислота плавиковая, содержащая 50 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78;
Бифторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 113-08-544-83;
Фторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97 мас.% основного вещества, выпускается по ГОСТ 4518-75;
9-6
9-12
НПАВ - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэти-лированные - неонолы АФ , АФ , выпускаются по ТУ 38-507-63-171-91.
В качестве фосфоновой кислоты использовали нитрило-триметилфосфоновую (НТФ) кислоту по ТУ 6-09-5065-82, ТУ 6-09-5283-86, оксиэтилендифосфоновую (ОЭДФ) кислоту по ТУ 6-02-1215-81.
Соляная и плавиковая кислоты растворяют и диспергируют карбонатные и глинистые составляющие породы пласта.
Бифторид аммония или фторид аммония используются в составе взамен плавиковой кислоты с целью снижения содержания воды в предлагаемом составе.
НПАВ способствуют диспергированию глинистых компонентов в составе, диспергированию асфальтосмолопарафиновых отложений, увеличивает нефтевытесняющие свойства состава, снижает поверхностное натяжение кислотного состава на границе с углеводородами практически до нуля, в сочетании с предлагаемым растворителем позволяют исключить вероятность образования нефтекислотных эмульсий.
Введение в кислотный состав НТФ или ОЭДФ позволяет избежать загрязнения пласта вторичными осадками.
Смесь растворителей, входящая в состав флотореагента - оксаль Т-66, снижает поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами в 2-3 раза, что способствует созданию гомогенной системы при смешивании пластовых и закачиваемых жидкостей, т.е. предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.
Также растворитель флотореагент - оксаль Т-66 неограниченно растворяется в воде и нефти, поэтому введение ее в кислотный состав дополнительно увеличивает проникающую способность состава и позволяет использовать предлагаемый состав не только на средне-, но и на низкопроницаемых коллекторах, где требуется высокая фильтруемость растворов, кроме этого, способствует снижению скорости взаимодействия с породой, что позволяет не только увеличить глубину обрабатываемой зоны, но и замедлить вторичное осадкообразование.
Оценку эффективности составов проверяли в лабораторных условиях по скорости растворения породы и расходу плавиковой кислоты. Для этого готовили составы согласно изобретению с растворителем и без введения растворителя, а также по прототипу.
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 2.
Примеры приготовления кислотных составов.
9-12
9-12
Пример 1. В тефлоновом стакане на 250 мл в 21 мл пресной воды растворили при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно 62,5 г 24%-ного раствора НСl, 10,0 г 50% раствора HF, 5,0 г растворителя флотореагент - оксаль Т-66, 0,5 г НПАВ - неонол АФ и 1,0 г НТФ. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: НСl - 15,0; HF - 5,0; НПАВ - АФ - 0,5; НТФ - 1,0; флотореагент - оксаль Т-66 - 5,0; вода - остальное (состав №1).
4
9-12
9-12
4
Пример 2. В тефлоновом стакане на 250 мл взяли навеску 68,1 г 24%-ного раствора НСl, 7,4 г NHF, 23,0 г растворителя флотореагент - оксаль Т-66; 0,5 г НПАВ - неонол АФ и 1,0 г НТФ. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: НСl - 9,0; HF - 4,0; НПАВ - неонол АФ - 0,5; НТФ - 1,0; флотореагент - оксаль Т-66 - 23,0, вода остальное (состав №3). Часть НСl идет на реакцию с NHF с образованием HF, при приготовлении состава пресная вода не вводится.
4
9-12
9-12
4
Пример 3. В тефлоновом стакане на 250 мл взяли навеску 62,8 г 24%-ного раствора НСl, 5,7 г NHF·HF, 30,0 г растворителя флотореагент - оксаль Т-66, 0,1 г НПАВ- неонол АФ. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: НСl - 11,5, HF - 4,0, НПАВ - неонол АФ - 0,1, флотореагент - оксаль Т-66 - 30,0 (состав №4). Часть НСl идет на реакцию с NHF·HF с образованием HF, при приготовлении состава пресная вода не вводится.
Аналогично были приготовлены составы №№2, 5 таблицы 2. В составы №№6 и 7 в качестве растворителя вводился метанол.
Растворяющую способность предлагаемого кислотного состава и состава по прототипу по отношению к терригенной породе исследовали на примере растворения глины и аргиллита. При температуре 20°С проводили растворение глины и аргилллита, отобранного с Арланского месторождения. В опытах при 80°С использовался аргиллит Приобского месторождения. Подготовка породы к опытам заключалась в выделении определенной фракции (менее 0,1 мм), определении содержания влаги и карбонатов.
Для проведения испытаний по растворению породы брали навески породы по 3,0 г, доведенные до постоянного веса при температуре 105°С и взвешенные с точностью до четвертого знака. Количество испытуемого раствора составляло 50 мл. Испытуемый раствор наливали в тефлоновый стакан объемом 100 мл, выдерживали в термостате при температуре опыта в течение 10-15 минут, после этого в стакан помещали подготовленную навеску породы на заданное время, по истечении заданного времени оставшуюся породу отфильтровывали и промывали дистиллированной водой до отсутствия хлоридов в промывных водах, сушили до постоянного веса и взвешивали. В фильтрате определяли концентрации плавиковой и соляной кислот.
Растворимость породы (%) рассчитывали по формуле:
1
2
1
P=(m-m)·100%/m,
1
где m - масса породы до опыта, г;
2
m - масса породы после опыта, г.
Экспериментальные данные, полученные при растворении породы в кислотном составе без введения растворителей, приведены на чертеже.
Полученные экспериментальные данные по растворению глины в глинокислотных составах с различной концентрацией фтористоводородной кислоты позволили определить, что при 2,0%-ной концентрации HF реакция с глиной практически не идет, поэтому расчетное максимальное торможение реакции HF составляет 31% для исходной концентрации, равной 4,0%, и 45% для исходной концентрации HF, равной 5,0%.
0
Для анализа экспериментальных данных и оценки эффективности введенных в кислотный состав реагентов приняты следующие параметры: ΔV - замедление скорости реакции плавиковой кислоты в начальный период реакции при вводе реагента в кислотный состав, %.
Замедление скорости реакции - это уменьшение скорости реакции плавиковой кислоты при вводе реагента в состав относительно скорости реакции плавиковой кислоты без него, выраженное в %.
ΔV - замедление скорости реакции плавиковой кислоты в заключительный период реакции при вводе реагента в кислотный состав, % (время реакции при температуре 20°С - 6 часов, при температуре 80°С - 3 часа).
ΔР - изменение растворимости породы при вводе реагента в кислотный состав относительно растворимости породы в кислотном составе без него.
Результаты лабораторного эксперимента приведены в таблице 3.
В таблице 4 приведены технологические характеристики кислотных составов.
Приведенные в табл.4 данные свидетельствуют о том, что использование предлагаемого состава позволяет проводить глубокую кислотную обработку призабойной зоны пласта, сложенного терригенными породами. Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- максимально уменьшает скорость растворения породы, данный показатель улучшается по сравнению с известным на 27-36%;
- позволяет снизить концентрацию растворителя до 5%;
- утилизируются крупнотоннажные отходы производства;
- улучшаются технологические характеристики операции по ОПЗ за счет применения состава комплексного действия.
Таблица 1
№ п/п
Наименование показателя
Норма
1.
Внешний вид
Темная непрозрачная жидкость
2.
Массовая доля диметилдиоксана, %, не более
1,5
3.
Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже
80
4.
Температура застывания, °С, не выше
минус 40
5.
Плотность, г/см<sup>3</sup>, в пределах
1,000-1,120
6.
Растворимость одной части в 50 частях воды
Полная, допускается опалесценция и слабая муть.
Таблица 3
№состава
Наименование породы
20°С
80°C
ΔV<sub>0</sub>, %
ΔV, %
ΔР, %
ΔV<sub>0</sub>, %
ΔV, %
ΔР, %
1
глина
15,0
0
+6,8
4
глина
20,8
28,8
-
1
Аргиллит Арланского месторождения
20,0
4,4
+9,5
3
«-»
7,7
8,9
+12,5
4
«-»
32,3
35,6
+9,5
1
Аргиллит Приобского месторождения
18,0
9,4
+20
2
«-»
11,5
9,4
-
3
«-»
34,2
7,0
-
4
«-»
46,0
51,1
-
5
глина
33,2
1,3
+8,3
6
глина
0
0
0
6 (прототип)
Аргиллит Арланского месторождения
0
0
0
6 (прототип)
Аргиллит Приобского месторождения
0
0
0
7 (прототип)
Аргиллит Арланского месторождения
22,5
12,0
+8,3
7 (прототип)
Аргиллит Приобского месторождения
28,8
11,3
+20
Таблица 4
№ состава
Концентрация органического растворителя, мас.%
Замедление (%) реакции HF при температуре:
Увеличение растворимости, %
% замедления от максимально возможного
20°С
80°С
20°С
80°С
20°С
80°С
1
5
15
18,0
9,5
11,5
48,4
40,0
2
10
0
11,5
-
0
0
25,6
3
23
32,3
34,2
12,5
-
100
76,0
4
30
34,0
46,3
9,5
-
100
100
5
30
33,2
-
8,3
-
100
-
7 прототип
30 (метанол)
22,5
28,8
0
10,8
72,6
64,0
Источники информации
1. Патент РФ №2249101, E21B 43/27, опубликован 27.03.2005.
2. Авт. св. СССР № 1387547, E21B 43/27, 1986 г.
3. Патент РФ № 2213216, E21B 43/27, опубликован 03.01.2002.
4. Патент РФ 2100587, E21B 43/27, опубликован 27.12.1997 - прототип.