Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к кислотным составам для обработки призабойной зоны (ОПЗ) нефтяного пласта, и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных и повышения дебита добывающих скважин, а также как среда перфорации в процессе вторичного вскрытия продуктивного пласта. Технический результат изобретения состоит в создании кислотного состава для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, обладающего до его смешения с водой низкой химической активностью к металлу и цементному камню, но высокой растворяющей способностью в отношении АСПО, а при его закачке в пласт и контактировании с пластовой водой в способности превращаться в состав с высокой химической активностью и в отношении сульфида железа, глинистых частиц, гидроокисей кальция, магния и других частиц твердой фазы, снижающих фильтрационные характеристики пласта. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий концентрированную соляную кислоту или смесь концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной оксиэтилендифосфоновой ОЭДФ кислот и смесь полярного органического растворителя и неполярного ароматического углеводородного растворителя - толуола, содержит в качестве указанного полярного растворителя изопропиловый спирт, изопропиловый спирт и толуол взяты в объемном соотношении 3 : (1-2), количество концентрированной соляной кислоты или смеси концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной ОЭДФ кислот, взятых в массовом соотношении 15:2:1, составляет 5-35 мас.%. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к кислотным составам для обработки призабойной зоны (ОПЗ) нефтяного пласта, и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных и повышения дебита добывающих скважин, а также как среда перфорации в процессе вторичного вскрытия продуктивного пласта.

Известны способы ОПЗ водными солянокислотными или глинокислотными растворами, содержащими различные добавки в виде поверхностно-активных веществ (ПАВ), углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. - М. ВНИИУиЭНП, 1998, с. 28-40).

Недостатком известных способов является низкая эффективность ОПЗ пласта водными растворами соляной кислоты или водными растворами смеси соляной и фтористоводородной и других кислот на глинизированные коллектора в результате их набухания и резкого снижения фильтрационной характеристики при контакте с водной фазой, а также на призабойную зону пласта, загрязненную асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Кроме того, такие водные растворы кислот обладают высокой коррозионной активностью к металлу колоны скважины и цементному камню, что нередко является причиной появления в скважинах так называемых заколонных перетоков.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для ОПЗ скважин, обладающий, в сравнении с другими составами, повышенной отмывающей и растворяющей способностью относительно АСПО за счет того, что в водный раствор, содержащий ингибированную соляную кислоту или смесь соляной и фтористоводородной кислот, вводят, в виде микроэмульсии, 5-25% эффективного растворителя АСПО, например фракцию ароматического углеводородного растворителя с добавкой 1-5% неионогенного ПАВ, например неонола АФ 9-12 (RU 2131972 C1, 6 Е 21 В 43/27, 25.03.98).

Недостаток: данный состав при закачке в скважину, наряду с ОПЗ, активно реагирует с металлом труб и цементным камнем. Кроме того, преждевременное реагирование в скважине кислотных составов с металлом труб и цементным камнем, равно как и содержание в составе различных ингибирующих добавок, снижает эффективность использования таких кислотных составов для ОПЗ нефтяных скважин.

Известен способ повышения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, включающий закачку в пласт безводной кислоты в среде органического растворителя с низкой (1-10) диэлектрической проницаемостью (RU 2172823 C1, E 21 В 43/27, 2001.08.27). Суть данного способа состоит в том, что раствор кислоты в органическом растворителе с низкой диэлектрической проницаемостью химически менее активен, т.е. обладает низкой коррозионной активностью по отношению к металлу колонны скважины и цементному камню, но когда этот раствор при закачке в пласт контактируется (смешивается) с пластовой водой, то его химическая активность, по мере удаления от ствола скважины, будет возрастать, что повышает эффективность кислотной обработки пласта таким способом.

Недостаток способа - использование для приготовления безводных кислотных растворов из минеральных кислот серную и азотную, а из органических кислот - уксусную или щавелевую кислоту, эффективность которых, как показал многолетний опыт кислотных обработок скважин, значительно ниже кислотных обработок с применением соляной кислоты или смеси соляной и фтористоводородной кислот. Использование же для данной цели таких сильных неорганических кислот, как серная или азотная кислота, ведет к кольматации призабойной зоны скважины нерастворимыми солями (сульфатами) бария и кальция и продуктами взаимодействия данных кислот с полярными компонентами нефти (смолами, асфальтенами, асфальтогеновыми кислотами и др.). Кроме того, согласно формуле изобретения из рассмотренных органических растворителей (ацетон, диоксан, изопропиловый спирт и этиленгликоль) только такой дорогостоящий органический растворитель, как диоксан, имеющий диэлектрическую проницаемость 2,2, может быть использован в качестве растворителя для приготовления безводных кислотных растворов, в то время как изопиловый спирт (диэлектрическая проницаемость 18,3), ацетон (диэлектрическая проницаемость 20,7) или этиленгликоль (диэлектрическая проницаемость 37,7) не могут быть использованы для данной цели, что не соответствует действительности.

Наиболее близким является кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий, мас.%: концентрированную соляную и/или фтористоводородную (плавиковую) кислоту 40-55, оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФК 5-10, поверхностно-активное вещество 1-2, органический растворитель, представляющий собой смесь полярного органического (ацетон) и неполярного ароматического (толуол) растворителей 10-15, и воду 29-33 (патент РФ №2076131, С 09 К 3/00, 27.03.1997). Недостаток - данный состав, содержащий воду, не решает проблемы снижения его коррозионной активности и предотвращения набухания глинизированных коллекторов. Кроме того, при указанных соотношениях компонентов данный кислотный состав представляет собой двухфазную систему (стабилизированную ПАВ микроэмульсию типа “масло в воде”), где дисперсионной средой является водно-ацетоновый раствор концентрированной соляной и/или фтористоводородной и ОЭДФК кислот, а дисперсионной фазой - микрокапли неполярного ароматического растворителя (толуола). Такой кислотный состав малоэффективен при очистке призабойной зоны скважины от отложений АСПО и не решает проблемы снижения его коррозионной активности.

Технический результат настоящего изобретения состоит в создании кислотного состава для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, обладающего до его смешения с водой низкой химической активностью к металлу и цементному камню, но высокой растворяющей способностью в отношении АСПО, а при его закачке в пласт и контактировании с пластовой водой превращаться в состав с высокой химической активностью и в отношении сульфида железа, глинистых частиц, гидроокисей кальция, магния и других частиц твердой фазы, снижающих фильтрационные характеристики пласта.

Поставленная задача решается тем, что используют кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий концентрированную соляную кислоту или смесь концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной оксиэтилендифосфоновой ОЭДФ кислот и смесь полярного органического растворителя и неполярного ароматического углеводородного растворителя - толуола, содержит в качестве указанного полярного растворителя изопропиловый спирт, изопропиловый спирт и толуол взяты в объемном соотношении 3:(1-2), количество концентрированной соляной кислоты или смеси концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной ОЭДФ кислот, взятых в массовом соотношении 15:2:1, составляет 5-35 мас.%.

Отличительные особенности предлагаемого кислотного состава для ОПЗ пласта:

- низкая химическая и коррозионная активность при отсутствии контакта с водной фазой;

- высокая эффективность (растворяющая способность) при обработке призабойной зоны продуктивных карбонатных коллекторов от отложений АСПО составом, в котором изопропиловый спирт и толуол взяты в объемном соотношении 3:2, а содержание концентрированной соляной кислоты 5,0 мас.%;

- улучшение (повышение) фильтрационных свойств продуктивных низкопроницаемых терригенных коллекторов составом, в котором изопропиловый спирт и толуол взяты в объемном соотношении 3:1, а содержание концентрированной соляной кислоты или вышеуказанной смеси кислот достигает 35 мас.%.

В качестве примера, на чертеже приведены кривые, характеризующие влияние изменения содержания в полярном органическом растворителе (изопропиловом спирте) неполярного ароматического углеводорода (толуола) на его растворяющую способность в отношении АСПО (кривая), воды (кривая 2), концентрированной соляной кислоты (кривая 3) и смеси концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной ОЭДФ кислот, взятых в соотношении 15:2:1 (кривая 4 ).

Как следует из взаимного расположения указанных кривых, для того что бы органический растворитель, состоящий из смеси полярного органического растворителя с диэлектрической проницаемостью более 18 - изопропилового спирта и неполярного углеводородного растворителя ароматического ряда с диэлектрической проницаемостью около нуля - толуола, обладал высокой растворяющей способностью в отношении АСПО (кривая 1), содержание толуола в изопропиловом спирте должно колебаться в пределах 25,0-40,0 об.%, что соответствует в предлагаемом кислотном составе органическому растворителю, состоящему из смеси изопропилового спирта и толуола в объемном соотношении 3:2. Однако, при таком составе органического растворителя максимальное содержание концентрированной соляной кислоты (кривая 3) или вышеуказанной смеси кислот (кривая 4), равно как воды (кривая 2), при котором не наблюдается выделение из гомогенного кислотного состава в виде отдельной фазы толуола, не должно превышать 5 мас.%. В то время как при использовании в предлагаемом кислотном составе изопропилового спирта и толуола в объемном соотношении 3:1 максимальное содержание концентрированной соляной кислоты или вышеуказанной смеси кислот, до выделения из состава в виде отдельной фазы толуола, достигает 35 мас.%, т.е. возрастает в 7 раз.

На практике количество концентрированной соляной кислоты или вышеуказанной смеси кислот, которое следует добавить в предварительно приготовленный органический растворитель, состоящий из полярного органического растворителя с диэлектрической проницаемостью более 18, например изопропилового спирта, или ацетона, или этиленгликоля и др., и неполярного углеводородного растворителя ароматического ряда, например толуола, или толуол-ксилольной фракции, прироконденсат, или антраценовую фракцию и др., определяют путем постепенного, при постоянном перемешивании, дозирования концентрированной соляной кислоты или вышеуказанной смеси кислот до тех пор, пока из гомогенного кислотного состава не начнется выделяться в виде отдельной фазы избыток неполярного углеводородного растворителя ароматического ряда.

Преимущества и эффективность использования предлагаемого кислотного состава и 5-10% водными солянокислотными растворами и наиболее близким аналогом оценивали по таким показателям, как коррозионная активность к металлу, растворяющая способность по отношению к АСПО и цементному камню и способность улучшать фильтрационную характеристику продуктивного пласта до и после его обработки тем или иным анализируемым составом.

Определение коррозионной активности и растворяющей способности анализируемых составов проводили весовым методом по изменению массы образца стали марки Ст. 3, в г/м²час (коррозионная активность) и массы образца цементного камня, в мас.%.

Влияние анализируемых составов на изменение фильтрационного сопротивления пласта проводили на насыпной модели пласта, представляющей собой трубку длиной 180 мм и диаметром 25 мм, заполненную кварцевым песком с добавлением 10 мас.% карбоната кальция (модель карбонатного пласта) или кварцевым песком с добавлением 5,0% бентонитовой глины (модель терригенного пласта).

Определение фильтрационного сопротивления пласта проводили следующим образом. Модель пласта насыщают водой, при этом определяют ее проницаемость по воде (К_в). Затем проводят вытеснение воды из модели пласта нефтью, при этом определяют ее проницаемость по нефти (К_н). После чего в пласт закачивают не менее двух объемов пор анализируемого состава, который также вытесняют водой, а затем нефтью. Изменение фильтрационного сопротивления модели пласта Q до и после обработки определяют по формуле

Q=[(K_2(в,н)-K_1(в,н)):K_1(в,н)]100%,

где К_1(в,н) и К_2(в,н) - проницаемость модели пласта по воде _(в) и нефти _(н) до ₍₁₎ и после ₍₂₎ закачки состава, мкм².

В табл. 1 приведены данные коррозионной активности и растворяющей способности анализируемых составов, из которых следует, что предлагаемый состав имеет коррозионную активность по отношению к металлу (Ст. 3) почти на порядок ниже, чем известные кислотные составы на водной основе, в 25-40 раз медленнее растворяет цементный камень. Вместе с тем, в отличие от известных кислотных составов, не обладающих растворяющей способностью в отношении АСПО, предлагаемый состав способен при ОПЗ практически полностью (на 85-100%) растворять асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

Из табл.2, где приведены данные по изменению проницаемости карбонатной и терригенной моделей пласта до и после их обработки анализируемыми кислотными составами, следует, что в сравнении с известными кислотными обработками, ОПЗ скважин предлагаемыми составами позволяет существенно (в 1,5-2) раза снизить фильтрационное сопротивление пласта при закачке воды в нагнетательные скважины и 2,5-5 раз увеличить приток нефти в добывающие скважины.

Предлагаемый кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, в качестве компонентов для его приготовления включает доступные и широко используемые в нефтегазовой промышленности технические продукты, а его приготовление производится непосредственно у обрабатываемой скважины с применением стандартного оборудования, используемого для ОПЗ нагнетательных или добывающих скважин.

Формула изобретения

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий концентрированную соляную кислоту или смесь концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной оксиэтилендифосфоновой ОЭДФ кислот и смесь полярного органического растворителя и неполярного ароматического углеводородного растворителя - толуола, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанного полярного растворителя изопропиловый спирт, изопропиловый спирт и толуол взяты в объемном соотношении 3:(1-2), количество концентрированной соляной кислоты или смеси концентрированной соляной, фтористоводородной и безводной ОЭДФ кислот, взятых в массовом соотношении 15:2:1, составляет 5-35 мас.%.

РИСУНКИРисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 01.11.2009

Дата публикации: 10.12.2011