Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов

Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, поверхностно-активное вещество (ПАВ), растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и воду (Патент РФ №2131972, от 1998 г.).

Также известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, поверхностно-активное вещество, растворитель АСПО, оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) и/или уксусную кислоту и воду (Патент РФ №2249101, от 2004 г.).

Указанные известные кислотные составы показали высокую эффективность при использовании для обработки призабойной зоны высокообводненных и запарафиненных скважин. Однако следует указать, что при кислотной обработке скважин велика вероятность корродирования металлического оборудования скважины, в результате чего в кислотный состав будут поступать ионы железа. И при наличии высокой концентрации железа в кислотном составе или продуктах его нейтрализации карбонатной породой, а также при повторных кислотных обработках или при использовании больших объемов реагента, эффективность кислотной обработки резко снижается, вследствие высокой скорости взаимодействия состава с породой карбонатного пласта и вследствие образования высоковязких продуктов взаимодействия состава и пластового флюида, ввиду наличия большого количества железа.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду (Патент РФ №2379327, от 2009 г.).

Недостатком указанного известного состава является недостаточная отмывающая способность, кроме того состав становится неоднородным при температуре окружающей среды ниже 0°С, вследствие ограниченной растворимости входящих в него спиртосодержащих компонентов при данной температуре.

Кроме того, известный состав не обеспечивает в полной мере совместимость с пластовым флюидом, особенно при содержании в нем трехвалентного железа в количестве более 2000 ppm.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении совместимости состава и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию, при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой.

Указанный технический результат достигается предлагаемым поверхностно-активным кислотным составом для обработки карбонатных коллекторов, включающим соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду, при этом, согласно изобретению, в качестве ПАВ состав содержит средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности и катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96, при следующем соотношении компонентов мас.%:

соляная кислота (в пересчете на НСl)	6,0-24,0
спиртосодержащее соединение	5,0-30,0
указанное ТМС «ЖениЛен»	0,5-2,0
указанное катионное ПАВ	0,2-1,0
стабилизатор железа	0,5-3,0
вода	остальное

В качестве стабилизатора железа состав содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту или Трилон-Б.

В качестве спиртосодержащего соединения состав содержит низшие спирты, или гликоли, или пропиленгликоли, или спиртосодержащие отходы производства.

Достижение указанного технического результат обеспечивается, по-видимому, благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в заявляемом соотношении.

Введение в заявляемый кислотный состав ТМС «ЖениЛен», который содержит в своем составе поверхностно-активные вещества, комплексообразователь, силикат натрия, ароматизатор, пеногаситель и воду, обеспечивает эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела «нефть-состав», высокие отмывающие свойства и предотвращение избыточного пенобразования.

А дополнительное введение катионного ПАВ: ОксиПАВ или Дон-96, обеспечивает образование поверхностно-активного комплекса (совместно с ТМС «ЖениЛен»), который неожиданно в присутствии стабилизатора железа в виде ОЭДФ или Трилон-Б приводит к обеспечению совместимости (исключению образования стойких высоковязких продуктов) состава и пластового флюида даже при повышенном присутствии в составе ионов трехвалентного железа - 2000 ppm и более (0,2 мас.% и более).

Соляная кислота при этом выступает в качестве активного начала, требуемые свойства которого обеспечиваются вышеуказанными добавками.

Заявляемый кислотный состав был исследован в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:

- ингибированная соляная кислота (НСl) 22-25%-ный водный раствор по ТУ 2458-264-05765670-99;

- ТМС «ЖениЛен» по ТУ 9144-006-502608930-2005 (пастообразное или жидкое) (производитель ООО НПФ «ПермХимПродукт»);

- катионные ПАВ:

- ОксиПАВ по ТУ 2482-007-04706205-2006;

- Дон-96 ТУ 2458-005-04706205-2004;

- стабилизаторы железа:

- ОЭДФ по ТУ 6-02-1215-81;

- Трилон-Б по ГОСТ 10652-73 или по ТУ 2642-001-33813273-97;

- спиртосодержащие соединения:

- низшие спирты, например, этанол; изопропанол;

- гликоли по ГОСТ 19710-83;

- пропиленгликоли, например этиленгликоль по ГОСТ 19710-83;

- спиртосодержащие отходы производств, например этанольно-метанольная фракция по ГОСТ 2603-79;

- вода техническая пресная.

Пример приготовления предлагаемого кислотного состава в лабораторных условиях.

Пример 1. Брали 87,75 г ингибированной соляной кислоты 24% концентрации, добавляли к ней 1 г ТМС «ЖениЛен», 0,25 г ДОН-96, 1 г ОЭДФ и 10 г гликоля; в результате получали кислотный состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 21,06 (в пересчете на НСl); гликоль - 10, ТМС «ЖениЛен» - 1, Дон-96 - 0,25, ОЭДФ-1, вода-66,69.

Кислотный состав с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:

1. Межфазное натяжение на границе раздела "кислотный состав - нефть» на сталагмометре по традиционной методике.

2. Образование высоковязких продуктов взаимодействия с нефтью при смешении равных объемов нефти и кислотного состава в присутствии трехвалентного железа, а также образование остатка на сите с размером ячейки 0,315 мм после фильтрации смеси нефти и кислотного состава.

3. Скорость растворения карбонатной породы. Данная величина оценивалась по времени растворения в равном объеме кислотных составов мраморного кубика с ребром, равным 1 см.

Данные о рецептуре исследованных кислотных составов приведены в таблице 1. Данные о свойствах этих составов приведены в таблице 2.

Таблица 1
№ п/п	Компоненты исследованных кислотных составов, мас.%
Соляная кислота (в пересчете на НСl)	ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности	Стабилизаторы железа	Катионное ПАВ	Спиртосодержащее соединение	Вода
1	6,0	2,0	1,0 Трилон-Б	0.2 ОксиПАВ	5,0 гликоль	85,8
2	20,0	1,5	1,5 ОЭДФ	1,0 Дон-96	10 этанольно-метанольная фракция	66,0
3	24,0	0,5	3,0 ОЭДФ	0,5 ОксиПАВ	15 этанол	57,0
4	15,0	2,0	2,0 Трилон-Б	1,0 ОксиПАВ	30 изопропанол	50,0
5.	17,55	1,0	1,0 ОЭДФ	0,25 Дон-36	10 Гликоль	70,2
6.	23,0	0,5	3,0 ОЭДФ	-	15 этанол	58,5
7.	20,0	-	1,5 Трилон-Б	1,0 Дон-96	10 э-м фракция	67,5
Прототип по патенту РФ №2379327
8	24-48	-	0,05-0,3 Лимонная или щавелевая к-та	0,25-0,3 Синтанол АЛМ-7 или гликойл или дипроксамин 157-65М	0,1-2,5 Поливиниловый спирт	48,9-75,6

Таблица 2
№ п/п	№ рецептуры состава из табл.1	Свойства исследованных кислотных составов
Межфазное натяжение мН/м	Совместимость с пластовьм флюидом, наличие остатка на сите	Скорость растворения мраморного кубика, г·м2/час
1	1	0,16	Эмульсии не образует; незначительный промслой на сите	3360
2	2	0,1	Эмульсии не образует	4200
3	2	0,09	Эмульсии не образует	4200
4	3	0,17	Эмульсии не образует, остаток на сите - следы	2980
5	4	0,08	Эмульсии и остатка на сите не образует	2460
6	4	0,08	Эмульсии и остатка на сите не образует	2610
7	5	0,1	Эмульсии и остатка на сите не образует	3300
8	6	0,22	Вязкая эмульсия, фильтруется через сито частично	3060
9	7	0,19	Вязкая эмульсия, фильтруется через сито частично	3170
10	8	0,42	Вязкая эмульсия, не фильтруется через сито	3460
Примечание: 1. В качестве пластового флюида использовали нефть двух классов: легкая парафинистая и тяжелая с высоким содержанием асфальтенов и смол.2. Содержание трехвалентного железа в кислотном составе в опытах 3 и 5 табл.1 составляло 2500 ppm, в остальных 2000 ppm.

Результаты, приведенные в таблице 1 и 2, показывают, что предлагаемые кислотные составы имеют следующие преимущества перед известными:

- характеризуются высокими отмывающими свойствами благодаря низкому межфазному натяжению на границе «состав - нефть»;

- предотвращают образование высоковязких продуктов при взаимодействии с пластовым флюидом, обеспечивая их совместимость даже при наличии высокой концентрации 2000 ppm и более трехвалентного железа;

- обеспечивают замедление скорости реакции с карбонатными породами.

Воздействие предлагаемого кислотного состава на породы продуктивного пласта изучено также на четырех образцах карбонатного керна с проницаемостью: 42,7; 55,8; 58,3 и 39,8 мД. Зависимость давления закачки кислотных составов в образцы керна от количества поровых объемов закачанного состава представлена на рис.1 (кривая 1 - соответствует составу по прототипу; кривые 2, 3 и 4 - предлагаемым составам 2, 3 и 4 из таблицы 1 с добавлением в него трехвалентного железа).

На чертеже видно, что при фильтрации предлагаемого кислотного состава:

а) в меньшей степени возрастает давление закачки, и прорыв его в пласт происходит после фильтрации меньшего объема состава. Таким образом, благодаря повышенной моющей способности облегчается фильтрация заявляемого состава в нефтенасыщенную часть продуктивного пласта.

б) попадание в заявляемый кислотный состав трехвалентного железа даже в количестве 2000 ppm и более не оказывает негативного влияния на процесс фильтрации через карбонатный керн.

Указанные преимущества подтверждают высокую эффективность заявляемого кислотного состава при решении задач повышения продуктивности добывающих скважин в коллекторах с большим содержанием карбонатов и трехвалентного железа.

1. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду, отличающийся тем, что в качестве ПАВ состав содержит средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности и катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 при следующем соотношении компонентов, мас.%

соляная кислота (в пересчете на НСl)	6,0-24,0
спиртосодержащее соединение	5,0-30,0
указанное ТМС «ЖениЛен»	0,5-2,0
указанное катионное ПАВ	0,2-1,0
стабилизатор железа	0,5-3,0
вода	остальное

2. Кислотный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора железа он содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту или Трилон-Б.

3. Кислотный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве спиртосодержащего соединения он содержит низшие спирты, или гликоли, или пропиленгликоли, или спиртосодержащие отходы производства.