КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и содержащих карбонаты пластов нефтяных месторождений.

Известны солянокислотные составы, содержащие органические кислоты, поверхностно-активные вещества, полимеры и другие химические реагенты (В.И. Кудинов, Б. М. Сучков. "Методы повышения производительности скважин" Самара: Кн. изд-во, 1996, с. 69-97, Глазова В.М., Трахтман Г.И. "Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок". ВНИИОЭНГ, серия "Нефтепромысловое дело", 1985, - 60 с.). Недостатками известных составов является недостаточная эффективность, связанная с высокой скоростью реакции кислотных композиций с карбонатной породой или цементом.

Известны технические решения (патенты РФ N 2094604, МПК⁶ E 21 B 43/27 и РФ 2092684, МПК⁶ E 21 B 43/27), основанные на использовании солей алюминия в качестве замедлителей скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Недостатком их является недостаточная эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является состав (В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. "Методы повышения производительности скважин" Самара: Кн. изд-во, 1996, с. 95), включающий соляную кислоту и жидкое стекло. Недостатком его является недостаточная эффективность, связанная с малой глубиной проникновения кислотного состава в пласт из-за высокой скорости реакции с карбонатной породой.

Задачей изобретения является повышение эффективности и глубины проникновения кислотного состава в пласт за счет уменьшения скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатом. Указанная задача решается при применении кислотного состава, включающего соляную кислоту и замедлитель, причем в качестве замедлителя он содержит природный или синтетический кислоторастворимый алюмосиликат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 - 10,0
Соляная кислота - Остальное
В заявляемом составе используются растворимые в соляной кислоте природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства. Могут быть использованы: нефелин (например по ТУ 113-12-54-89), синтетические цеолиты (например, цеолит для СМС по ТУ 38.1011366-94), отходы производства цеолитов (цеолитовые шламы), высокоглиноземистый цемент (ГОСТ 969-91) и т.п. Для приготовления состава используется техническая ингибированная или неингибированная соляная кислота.

Состав готовят путем растворения алюмосиликата в соляной кислоте, после чего состав закачивают в нефтяной пласт. Соляную кислоту для состава готовят смешением концентрированной кислоты с пресной или минерализованной водой.

Эффективность заявляемого состава достигается следующим способом. Коллоидная природа растворов алюмосиликатов в соляной кислоте приводит к тому, что замедляется скорость диффузии ионов водорода в растворе, а на поверхности породы образуется защитный гелеобразный слой, что сопровождается замедлением скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Замедление скорости реакции будет способствовать увеличению глубины проникновения кислотного состава в пласт и увеличению эффективности обработки. Свойства коллоидных частиц алюмосиликатов и гелей на их основе обеспечивает значительно большее снижение скорости реакции с породой по сравнению с прототипом и известными составами, содержащими соли алюминия.

Техническая новизна заявляемого состава заключается в том, что впервые обнаружено замедляющее действие алюмосиликатов на скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой.

Кислотный состав может быть применен для повышения приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин на нефтяных месторождениях с карбонатными или карбонатсодержащими пластами.

Эффективность заявляемого состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1-5.

Пример 1.

Скорость реакции взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой определяли по скорости образования углекислого газа. Использовали дезинтегрированный и экстрагированный спирто-бензольной смесью карбонатный керн продуктивного горизонта месторождения (турнейский горизонт). Пыль и соль удаляли промыванием водой, после чего керн сушили до постоянного веса при 105^oC. Перед экспериментом дезинтегрированный керн смачивали нефтью месторождения. Избыточную нефть удаляли с помощью воронки Бюхрена. Скорость выделения углекислого газа измеряли на монометрической установке. В реактор (коническую колбу с отводами) помещали 5 г дезинтегрированного, смоченного нефтью карбонатного керна и прибавляли 15 мл кислотного раствора, после чего измеряли объем выделившегося углекислого газа.

Кинетические кривые выделения углекислого газа трансформировали в прямые в координатах следующей формулы:
lgV = lgV₀ - K • G_CO2, = lgV₀ - K • G_CaCO3, (1)
где V - скорость реакции, ммоль/с; V₀ - начальная скорость реакции, ммоль/с, K - постоянная величина, с^-1, G_CO2 - количество образовавшегося углекислого газа, ммоль, G_CaCO3 - количество растворенного карбоната кальция, ммоль.

Влияние алюмосиликатов на степень снижения скорости реакции (по сравнению с прототипом) при различных глубинах реакции (W) рассчитывали, используя уравнение 1.

Действительно:
V = 10^{lgVo -KGCO2}, (1')
отсюда
W = V^прот/V^сост = [10^{[lgVo (прот) lgVo (сост) - (Кпрот-}-^Ксост)•^G CO2], (2)
где V^сост - начальная скорость реакции кислотного состава с породой, V^прот - начальная скорость состава - прототипа с породой.

Способность алюмосиликата влиять на скорость процесса на значительных глубинах реакции оценивали также по относительным значениям параметра K и V₀:
V₀ ^отн = [V₀ ^прот/V₀ ^сост]•100%, (3)
K^отн = [K^сост/K^прот]•100%, (4)
где V₀ ^отн - относительное значение параметра V₀, V₀ ^прот - начальная скорость для прототипа, V₀ ^сост - начальная скорость для состава, K^отн - относительное значение параметра K, K^сост - значение K для реакции состава с породой, K^прот - значение K для реакции прототипа с породой.

Уменьшение значений V₀ ^отн показывает степень снижения начальной скорости реакции заявляемого состава (по сравнению с прототипом). Рост K^отн указывает на замедление скорости реакции при больших глубинах реакции.

Результаты эксперимента и его обработки приведены в табл. 1-5.

Данные табл. 1 и 2 показывают, что добавка алюмосиликата позволяет уменьшить значение начальной скорости до 5 раз и увеличить значение параметра K до 2,5 раз. Данные табл. 3 и 4 показывают, что способность состава уменьшать скорость реакции усиливается по мере роста концентрации алюмосиликата и конверсии соляной кислоты.

Пример 2
В фильтрационных экспериментах использовали насыпные модели пласта. Подготовку моделей пласта проводили по общепринятой методике. Модели пласта насыщали пресной водой под вакуумом. Затем модели пласта насыпали изовискозной моделью нефти месторождения. При этом через модель пласта фильтровали 4,0 - 4,3 поровых объемов (п.о.) модели нефти. Затем нефть из модели вытесняли пресной водой до стабилизации перепада давления и 99 - 100% обводненности продукции на выходе. При этом измеряли начальную проницаемость моделей пласта (K₁). После чего закачивали 1 п.о. кислотного раствора и затем фильтровали пресную воду (4-5 п.о.) до стабилизации перепада давления. При этом измеряли проницаемость модели пласта воздействия (K₂). Эксперимент проводили при противодавлении 10,5-12 атм, чтобы уменьшить влияние на проницаемость выделения углекислого газа при взаимодействии кислотных растворов с карбонатом. Результаты эксперимента приведены в табл. 5.

В ходе закачки в модель пласта состава - прототипа (опыт N 1) происходит незначительный рост фильтрационного сопротивления (перепада давления), что может быть связано с неполным растворением углекислого газа в воде. Последующая закачка пресной воды сопровождается снижением перепада давления и увеличением проницаемости модели пласта (по сравнению с исходной проницаемостью). В результате закачки 1 п.о. состава-прототипа проницаемость модели пласта увеличилась в 2,4 раза. Разборка модели пласта показала, что карбонат в начале пористой среды практически полностью растворен, т.е. глубина проникновения кислотного раствора в модель пласта незначительна.

В опыте N 2 исследовали влияние на проницаемость пористой среды заявляемого состава (2% раствора нефелина в 10% соляной кислоте). Закачка состава первоначально сопровождалась ростом перепада давления. Переход на закачку воды сопровождался быстрым снижением перепада давления и ростом проницаемости модели пласта по воде. По сравнению с исходным проницаемость выросла в 5,2 раза. Разборка модели пласта после эксперимента показала, что растворение карбоната происходило практически равномерно по всей длине пористой среды.

Сопоставление результатов опытов N 1 и N 2 показывает, что заявляемый состав по сравнению с прототипом имеет в 2,2 раза большую эффективность. Данный экспериментальный факт объясняется тем, что большая степень замедления скорости реакции кислоты с породой позволяет кислотному раствору проникнуть значительно глубже в пористую среду и охватывать воздействием всю модель пласта.

Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность извлечения нефти из карбонатных и карбонатсодержащих коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и содержащих карбонаты пластов нефтяных месторождений. Кислотный состав включает соляную кислоту и замедлитель, причем в качестве замедлителя он содержит природный или синтетический кислоторастворимый алюмосиликат при следующем соотношении компонентов, мас.%: алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) 0,5 - 10,0, соляная кислота - остальное. В качестве алюмосиликатов используются природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства. Могут быть использованы нефелин, синтетические цеолиты, отходы производства цеолитов (цеолитные шламы), высокоглиноземистый цемент и т.п. Технический результат: повышение приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин на нефтяных месторождениях с карбонатными или карбонатсодержащими пластами. 5 табл.

Кислотный состав, включающий соляную кислоту и замедлитель, отличающийся тем, что в качестве замедлителя он содержит природный или синтетический кислоторастворимый алюмосиликат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 - 10,0
Соляная кислота - Остальное