Способ кислотной обработки продуктивного пласта

Способ кислотной обработки продуктивного пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта большой толщины в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора солянокислотной соли жирных аминов и кислоты, ингибированной солянокислотной солью жирных аминов (А.с. СССР №563485, 2 МКИ Е 21 В 43/27, опубл. 30.06.1977 в бюл. №24).

Данный способ предусматривает покрытие в процессе прокачки поверхности труб защитной пленкой буферной жидкости из смеси дизельного топлива с солянокислотной солью жирных аминов (АНП-2).

Однако это не позволяет достаточно эффективно снизить солянокислотную коррозию металла скважинного оборудования.

Недостатком известного способа также является низкая успешность кислотной обработки в условиях карбонатных коллекторов большой толщины, т.к. воздействию подвергаются преимущественно нижние высокопроницаемые интервалы, а верхние интервалы пласта остаются необработанными.

Наиболее близким к заявляемому по совокупности существенных признаков является способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, где в качестве ингибирующей добавки используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе (Патент РФ №2065950, 6 МПК Е 21 В 43/27, опубл. 27.08.1996 г.).

Хотя способ и предусматривает введение ингибирующей добавки солянокислотной коррозии - ингибитор СНПХ-7212, все же интенсивность коррозии металла остается достаточно высокой.

Недостатком известного способа также является низкая успешность кислотной обработки в условиях карбонатных коллекторов большой толщины из-за низкой степени охвата обработкой по толщине и зоне дренирования пласта в результате высокой скорости взаимодействия кислоты с карбонатной породой, что не позволяет вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и тем самым повысить эффективность обработки.

При кислотных обработках продуктивного пласта большой толщины воздействию подвергаются преимущественно нижние высокопроницаемые интервалы. Верхние интервалы пласта при этом остаются необработанными, неосвоенными и в формировании дебита скважины не участвуют. Увеличение количества кислотных обработок и объемов кислотных растворов положительного результата не дает.

Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности способа путем снижения интенсивности солянокислотной коррозии и увеличения степени охвата обработкой по толщине пласта.

Поставленная задача в заявляемом способе кислотной обработки продуктивного пласта, включающем последовательную закачку пленкообразующей углеводородной жидкости и соляной кислоты с добавлением к ним ингибитора солянокислотной коррозии, решается за счет того, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, причем соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.

Отличием является то, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, а соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.

Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7920М предназначен для предотвращения парафиноотложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Наряду с этим СНПХ-7920М обладает свойствами ингибитора сероводородной коррозии и бактерицидными свойствами. Физико-химические свойства - это жидкость от желтого до коричневого цвета, массовая доля активной основы не менее 20%, температура застывания минус 40°С (ТУ 39-05765670-ОП-240-97).

Использование ингибитора парафиноотложений, например СНПХ-7212, в качестве ингибитора солянокислотной коррозии известно из патента РФ №2065950. Однако данный ингибитор не достаточно эффективно защищает скважинное оборудование от коррозии. Применение же ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в качестве ингибитора солянокислотной коррозии скважинного оборудования при кислотной обработке продуктивного пласта в доступных источниках информации не выявлено.

В заявляемом способе диспергирование газом раствора соляной кислоты с ингибитором СНПХ-7920М перед закачкой в НКТ обеспечивает образование стабильной пенной системы.

Авторами экспериментально установлено, что ингибитор СНПХ-7920М в составе диспергированного солянокислотного раствора проявляет себя еще и как замедлитель скорости реакции кислоты с карбонатной породой.

Замедление скорости реакции кислотного раствора с породой обеспечивает возможность доставки активной кислоты в более удаленную зону продуктивного пласта, тем самым увеличивая степень охвата вскрытой продуктивной толщины пласта за счет малой плотности пенной системы, ее повышенной вязкости и структурно-механических свойств.

Технический результат, получаемый от использования ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющего собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, в качестве ингибитора солянокислотной коррозии, выражается в усилении ингибирующего действия за счет того, что образующееся пленкозащитное покрытие существенно замедляет скорость реакции солянокислотного раствора с металлом.

Технический результат, получаемый от того, что перед закачкой соляную кислоту с добавкой ингибитора диспергируют газом до получения пены, состоит в получении стабильной пенной системы, позволяющей снизить скорость реакции кислоты с карбонатной породой и таким образом увеличить степень охвата кислотным воздействием как по толщине, так и по глубине продуктивного пласта.

Таким образом, отличительные признаки заявляемого способа обеспечивают усиление ингибирующего действия образующегося пленочного покрытия и увеличение степени охвата кислотным воздействием как по толщине, так и по глубине продуктивного пласта, чем и достигается повышение эффективности способа кислотной обработки продуктивного пласта в условиях АНПД.

В доступных источниках патентной и другой научно-технической информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.

Способ кислотной обработки продуктивного пласта реализуется следующим образом.

На устье скважины в отдельных емкостях готовят два раствора:

1 - пленкообразующий раствор в количестве 3-12 м³ путем смешения углеводородной жидкости (например, дизельного топлива или стабильного конденсата) с 0,03-0,12 м³ ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М;

2 - солянокислотный раствор из расчета 0,3-0,5 м³ на 1 м обрабатываемого пласта путем добавления и смешения в соляной кислоте 15% концентрации, уже ингибированной заводским ингибитором, ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,5-2,0 мас.%.

Затем насосным агрегатом в НКТ последовательно закачивают пленкообразующий и предварительно диспергированный газом солянокислотный растворы, содержащие в своем составе СНПХ-7920М.

Для диспергирования солянокислотного раствора используют природный газ из скважины-донора или азот из азотной установки. Степень газирования раствора регулируют и поддерживают в пределах 1-2 м³/м³ в пластовых условиях, а его расход составляет не менее 10-15 дм³/с.

Продавку диспергированного солянокислотного раствора осуществляют технической водой. После выдержки на реакцию в течение 2-6 часов скважину осваивают и пускают в работу с оценкой эффективности кислотной обработки.

При прокачке пленкообразующего раствора на внутренней поверхности НКТ образуется защитная пленка, которая значительно замедляет скорость реакции соляной кислоты с металлом.

Ингибирующая добавка СНПХ-7920М в соляную кислоту дополнительно усиливает защиту подземного оборудования скважины от коррозии.

Для подтверждения возможности осуществления способа проведены лабораторные исследования. При этом были использованы:

- соляная кислота (HCI), ингибированная заводским ингибитором коррозии, по ТУ 2458-264-05765670-99;

- ингибитор парафиноогложений СНПХ-7920М по ТУ 39-05765670-ОП-240-97;

- в качестве углеводородной жидкости - стабильный конденсат по ТУ 51-531-2002;

- ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 по ТУ 30-576565-7-023-84.

Скорость коррозии определяли на образцах из стали марки L-80. Отшлифованные и обезжиренные пластинки размером 40× 20× 2 мм взвешивали, вставляли в держатели и помещали в стаканы с солянокислотным раствором, объем которого брали из условия полного погружения пластинок. Опыты проводили с соляной кислотой 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.

Пример 1. При определении ингибирующего действия пленочного покрытия металлические пластинки предварительно опускали на 5 мин в 1% раствор ингибитора СНПХ-7920М в стабильном конденсате, вынимали и давали стечь излишкам раствора с поверхности пластинок. Затем опускали в ингибированную соляную кислоту с добавлением ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,5-2,0 мас.% (опыты 3-5 табл.1). По истечении 6 часов образцы вынимали, промывали в дистиллированной воде, кисточкой снимали с образцов рыхлые продукты коррозии, снова ополаскивали в дистиллированной воде, просушивали фильтровальной бумагой, протирали резинкой и ватой, смоченной ацетоном, просушивали и взвешивали. По потере массы с единицы поверхности пластинок в единицу времени определяли скорость коррозии. Опыты проводили при температуре 20 и 40°С. Были также исследованы составы: без ингибирующей добавки (опыт 2) и с добавкой ингибитора СНПХ-7212 (опыт 1). Результаты опытов приведены в таблице 1.

Анализ данных таблицы 1 показал, что ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М как ингибитор солянокислотной коррозии работает лучше, чем ингибитор СНПХ-7212, и его использование в составе пленкообразующего и солянокислотного растворов позволило снизить скорость коррозии по сравнению с известным ингибитором СНПХ-7212 в 1,5-3,5 раза.

Скорость реакции кислоты с породой определяли на образцах карбонатных пород в виде пластин размером 60× 25× 5 мм, отшлифованных, промытых и высушенных в сушильном шкафу до постоянного веса и с измеренной площадью поверхности. Опыты проводили с использованием соляной кислоты 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.

Пример 2. В приготовленные солянокислотные растворы с добавлением ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,25-2,25 маc.% опускали с полным погружением образцы карбонатной породы, подвешенные на медной проволоке, и выдерживали в течение 3 минут (опыты 2-6 табл.2). Затем образцы промывали дистиллированной водой для удаления продуктов реакции, опускали в раствор аммиака для нейтрализации остатков кислоты, снова промывали дистиллированной водой, промокали фильтровальной бумагой, просушивали и взвешивали. Также был проведен опыт с 0,5% добавкой ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 (опыт 1 табл.2). Опыты проводили при температуре 20°С. Результаты опытов приведены в таблице 2.

Анализ данных таблицы 2 показал, что оптимальная концентрация ингибитора СНПХ-7920М в составе солянокислотного раствора находится в пределах 0,5-2,0 мас.% (опыты 3-5). При этом скорость реакции соляной кислоты с породой снижается более чем в 1,7 раза, что позволяет значительно повысить эффективность способа кислотной обработки за счет проникновения активной кислоты вглубь пласта. При содержании ингибитора СНПХ-7920М 0,25 мас.% скорость растворения карбонатных пород снижается недостаточно (опыт 2 табл.2), а увеличение его содержания до 2,25 мас.% - экономически нецелесообразно (опыт 6 табл.2).

Степень охвата кислотной обработкой по толщине пласта зависит от пенообразующих свойств обрабатывающего раствора (стабильности и кратности пены). Опыты проводили с использованием соляной кислоты 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.

Пенообразующие свойства диспергированного солянокислотного раствора исследовали следующим образом.

Пример 3. В градуированную стеклянную трубку диаметром 40 мм, соединенную с фильтром Шотта №3, наливали 50 мл солянокислотного пенообразующего раствора, который готовили добавлением в раствор соляной кислоты 15% концентрации ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,25-2,25 мас.% (опыты 3-8 табл.3).

С помощью редуктора из баллона со сжатым воздухом через фильтр Шотта №3 в трубку подавали воздух при перепаде давления 0,2 МПа. После перевода всего раствора в пену прекращали подачу воздуха и определяли кратность пены и время отделения из пены 70% объема жидкой фазы. Также был проведен опыт с добавкой ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 (опыт 1 табл.3).

Стабильность пены (S, с/см³) определяли по формуле:

где 35 - объем 70% жидкой фазы, мл;

t₃₅ - время выделения 70% жидкой фазы, с.

Кратность пены определяли как отношение объема первоначально образовавшейся пены к объему пенообразующей солянокислотной жидкости.

Результаты исследований пенообразующих свойств кислотных растворов отражены в таблице 3.

В процессе реакции соляной кислоты с карбонатной породой происходит ее нейтрализация с образованием хлористого кальция (СаСl₂). В связи с этим были проведены исследования по выявлению влияния хлористого кальция на пенообразующие характеристики. В опытах использовали 20% водный раствор хлористого кальция. Было установлено, что продукты реакции кислоты с карбонатной породой не только не ухудшают, но еще и улучшают стабильность пены (опыты 2, 9, 10 табл.3), причем в присутствии ингибитора СНПХ-7920М стабильность увеличивается более чем в 2 раза.

Таким образом, высокая стабильность 11,8-15,2 с/см³ и кратность пены, равная 10, дают возможность увеличить степень газирования дисперсной системы в пластовых условиях в 2,5 раза, что обеспечивает больший охват обработкой по толщине пласта (опыты 5-7 табл.3).

Предложенный способ кислотной обработки продуктивного пласта по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:

- стабильность пены возрастает в 2,8-3,6 раза;

- скорость растворения породы снижается более чем в 1,7 раза;

- снижается коррозионная активность применяемых рабочих составов;

- высокая стабильность пенной системы с использованием раствора хлористого кальция облегчает вынос продуктов реакции кислоты с породой при освоении скважины.

Предлагаемое техническое решение позволяет значительно увеличить степень охвата обработкой по толщине и глубине пласта, вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков, увеличить зону дренирования скважины и тем самым повысить эффективность обработки.

Таблица 1
№ п/п	Пленкообразующий раствор	Солянокислотный раствор, маc.%	Скорость коррозии стали марки L-80, г/м2*с при температуре, °C
	У/в жидкость	Ингибирующая добавка	HCl	Ингибирующая добавка	20	40
1	Стаб. конденсат	1% СНПХ-7212	99,5	0,5%СНПХ-7212	1,40	4,20
2	Стаб. конденсат	1% СНПХ-7920М	100,0	-	0,86	3,1
3	Стаб. конденсат	1% СНПХ-7920М	99,5	0,5% СНПХ-7920М	0,40	2,80
4	Стаб. конденсат	1% СНПХ-7920М	99,0	1,0% СНПХ-7920М	0,26	1,45
5	Стаб. конденсат	1% СНПХ-7920М	98,0	2,0% СНПХ-7920М	0,15	0,68
Таблица 2
№ опыта	Солянокислотный раствор, маc.%	Скорость растворения карбонатной породы (V), г/м2·с
	HCl	Ингибитор
		СНПХ-7920М	СНПХ-7212
Способ по прототипу
1	99,50	-	0,50	7,35
2	99,75	0,25		6,12
Заявляемый способ
3	99,50	0,50	-	4,43
4	99,00	1,00	-	2.74
5	98,00	2,00	-	2,01
6	97,75	2,25	-	1,99

Таблица 3
№ опыта	Соотношение ингредиентов маc.%	Стабильность пены, с/см3	Кратность пены
	HCl	СаСl2	Ингибитор
			СНПХ-7920М	СНПХ-7212
Способ по прототипу
1	99,50	-	-	0,50	4,2	4
2	-	99,50	-	0,50	6,1	6
Заявляемый способ
3	99,75	-	0,25	-	10,6	6
4	99,70	-	0,30	-	10,5	8
5	99,50	-	0,50	-	11,8	10
6	99,00	-	1,00	-	13,7	10
7	98,00	-	2,00	-	15,2	10
8	97,75	-	2,25	-	15,3	10
9	-	99,50	0,50	-	14,2	10
10	-	99,00	1,00	-	16,6	10

Способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующей углеводородной жидкости и соляной кислоты с добавлением к ним ингибитора солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, причем соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.