КИСЛОТНЫЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество, например нефтяной или синтетический сульфонат 0,25-3% и соляную кислоту концентрацией 5-24% (авт.свид. №1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984). Недостатком состава является его быстрая реакционная способность к обрабатываемой породе коллектора, что не позволяет обрабатывать пласты на достаточную глубину.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий соляную кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), ацетон и воду (авт.свид. №1513131, Е 21 В 43/27, 1989 г.). Однако известный состав имеет невысокую эффективность при обработке призабойной зоны, обладает высокой скоростью растворения карбонатов.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны по патенту (RU №2131972), в который введена оксиэтилендифосфоновая кислота в количестве 1-15% (RU №2181832). Недостатком данного способа является недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны из-за невысокой степени восстановления проницаемости призабойной зоны и высокой скорости взаимодействия с породой пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин за счет снижения скорости взаимодействия с породой пласта и увеличения проникающей способности состава при значительном увеличении проницаемости коллектора.

Поставленная цель достигается тем, что в отличие от известных составов в заявляемом составе, включающем смесь ингибированной соляной HCl и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО и воды, дополнительно содержится взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновая ОЭДФ и/или уксусная кислота при следующем соотношении компонентов, мас.%:

НСl - 3-23

HF - 0,5-5

НПАВ - 0,1-1

растворитель АСПО - 0,3-3

ОЭДФ и/или уксусная кислота - 0,05-6

взаимный растворитель - 10-30

вода - остальное

Состав отличается тем, что в качестве взаимного растворителя содержит низшие спирты: изопропиловый спирт, или метанол, или этанол, или ацетон, или спиртовосодержащие отходы производств.

Для приготовления данного кислотного поверхностно-активного состава используют ингибированную соляную кислоту (ТУ 481482) и фтористоводородную кислоту (ТУ 1426-84) или смесь этих кислот по ТУ 6-01-14-78-88.

В качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол, марки неонол Аф₉-12 по ТУ 38-507-63-171-91 или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля марки ОП-10 по ГОСТ 8433-91 или дипроксамин - 157-65М (ТУ-38-10-11128-87), в качестве растворителя АСПО - фракцию ароматических углеводородов, например толуол нефтяной (ОКП 2414210110).

Оксиэтилендифосфоновая кислота используется по ТУ 6-02-1215-81, уксусная кислота используется по ГОСТ 61-75.

ОЭДФ и уксусная кислота позволяют избежать загрязнения пласта вторичными осадками, образующимися в ходе обработки призабойной зоны, предупреждает выпадение из нейтрализованного кислотного раствора осадка гидроокиси железа. Уксусная кислота значительно медленнее реагирует с карбонатами, чем соляная кислота, поэтому введение ее в состав позволяет замедлить скорость нейтрализации основной массы соляной кислоты.

В качестве взаимного растворителя используют низшие спирты, которые растворяются как в воде, так и в углеводородах, такие как спирт изопропиловый ГОСТ 9805-84, метанол по ГОСТ 2222-78, этанол по ГОСТ 18300-87, ацетон по ГОСТ 2603-79, спиртосодержащие отходы производств, например этанольно-метанольную фракцию по ГОСТ 2603-79.

Данный состав представляет собой хорошо фильтрующуюся в пористую среду микроэмульсионную систему, которая не только хорошо очищает призабойную зону пласта от отложений солей и остатков буровых растворов, но пептизирует и растворяет асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Кроме того, данный состав в пластовых условиях (благодаря наличию НПАВ) после нейтрализации сохраняет высокие нефтевытесняющие свойства. Данный состав содержит НПАВ в количестве, предотвращающем образование водонефтяных эмульсий.

В отличие от известного поверхностно-активного кислотного состава для обработки призабойной зоны, заявляемый состав содержит взаимный растворитель, который замедляет скорость взаимодействия состава с породой, приводит к увеличению проницаемости по нефти после обработки и, как следствие способствует повышению проникающей способности кислотного состава.

Кроме того, взаимный растворитель способствует удалению спирторастворимых асфальтенов, смол, удаляет связанную воду, облегчает удалению продуктов реакции из породы.

Для сравнительной оценки эффективности действия готовят составы согласно изобретению и прототипу (RU №2181832).

Заявляемый состав готовится следующим образом: в начале в ароматическом растворителе растворяют расчетное количество НПАВ, затем полученный раствор смешивают с водой, в которой предварительно растворено расчетное количество соляной, фтористоводородной, оксиэтилендифосфоновой и/или уксусной кислоты и взаимного растворителя. Составы по протопипу готовятся последовательным растворением компонентов состава в количествах, предусмотренных формулой изобретения.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта.

Скорость растворения мрамора определяют по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра. 1985.

Расчет производят по формуле:

где m - масса образца (кубик из мрамора) до опыта, г;

m₁ - масса образца после опыта, г;

S - площадь образца, м²;

τ - время растворения, час.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик пласта при использовании предлагаемого и известного составов проводят на насыпных линейных моделях длиной 5-10 см и диаметром 2,5-3,5 см, заполненных кварцевым песком фракции <200 мк с добавлением карбоната фракции <200 мк. Вначале модель насыщают водой, затем испытуемым составом и вытесняют водой до установившегося режима течения. В другом варианте подготовленный керн насыщают под вакуумом керосином, затем керосин замещают нефтью данного месторождения или моделью нефти со свойствами исходной. После чего включают насос и при установившемся режиме течения определяют проницаемость по формуле (1).

где λ - подвижность воды (λ =k/μ ), мкм²/спз;

k - проницаемость, мкм²;

μ - вязкость, спз;

L - длина керна, см;

Q - заданный расход, см³/сек;

S - площадь керна, см²;

Δ Р - перепад давления, атм.

После определения подвижности через керн прокачивается интенсифицирующий состав в количестве одного порового объема.

После закачки интенсифицирующего состава керн выдерживается до полного прекращения выделения газа.

При установившемся режиме вновь определяют подвижность по формуле (2). На основании рассчитанных подвижностей определяют величину интенсификации по формуле:

где λ ₁ - подвижность пористой среды до обработки составом;

λ ₂ - подвижность пористой среды после обработки заявляемым составом.

Результаты испытаний заявляемого и известного состава, взятого за прототип, представлены в табл.1 и 2.

Из представленных в табл.1 данных следует, что предлагаемый состав обладает более низкой скоростью взаимодействия с карбонатной породой, скорость взаимодействия понижается по сравнению с прототипом в 3-5 раз.

Результаты испытаний показывают, что при содержании взаимного растворителя менее 10% скорость взаимодействия с карбонатной породой понижается незначительно, а концентрация выше 30% невыгодна по экономическим соображениям. Одновременное введение в предлагаемый состав НПАВ и взаимного растворителя позволяет снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой при оптимальном содержании взаимного растворителя (10-30%).

В табл.2 приведены данные по изменению фильтрационного сопротивления пласта с использованием предлагаемого и известного состава.

Как видно из данных, приведенных в табл. 2, предлагаемый состав увеличивает проницаемость пористой среды в 5,8-9,5 раз, состав по прототипу только в 3-4,5 раза.

Таким образом, предлагаемый состав обладает следующими преимуществами по сравнению с прототипом:

- за счет уменьшения скорости растворения породы, слагающей призабойную зону пласта, повышает проникающую способность кислотного состава;

- присутствие в составе взаимного растворителя способствует растворению АСПО, что в свою очередь повышает гидрофобизующие свойства породы пласта, а это ведет к увеличению проницаемости не только по воде, но и по нефти и снижению адсорбции НПАВ на породе пласта.

Опытно-промышленные испытания заявляемого состава подтвердили его эффективность. Как показали результаты испытаний (табл.3) прирост дебита нефти после закачки заявляемого состава по обработанным скважинам превышает прирост дебита нефти после обработки составом прототипом в 3 раза.

Таблица 1№Состав, мас.%Скорость взаимодействия с мрамором, г/м²·^часНСlHFHПАВАром. растворительОЭДФ и/или уксусная кислотаВзаимный растворительВода130,50,250,751 ОЭДФ20 этанол74,54802122,50,250,751 ОЭДФ20 этанол63,59583122,50,250,751 ОЭДФ10 ацетон73,510374122,50,250,751 ОЭДФ5 ацетон78,535805122,50,250,751 ОЭДФ30 ИПС53,5121762350,250,751 ОЭДФ20 ИПС50,026887122,50,250,750,05 укс.кислота20 ИПС64,4516708122,50,250,753 укс.кислота20 ИПС61,511809102,50,250,756 укс.кислота20 ИПС60,5115010122,50,250,750,05 ОЭДФ20 ИПС64,45105311122,50,250,756 ОЭДФ20 ИПС58,5116612122,50,10,31 ОЭДФ20 ИПС64,1106613122,5131 ОЭДФ20 ИПС60,5103314122,50,250,751 ОЭДФ20 спирт. фр.63,5134115122,50,250,751 ОЭДФ10 спирт. фр.73,5138416122,50,250,751 ОЭДФ30 метонол53,591917122,50,250,755 ОЭДФ20 метонол59,5122318122,50,250,750,5 ОЭДФ
2,0
укс.кислота20 ИПС62,0120019122,50,250,750,5 ОЭДФ
3,0
укс.кислота20 ИПС61,01400прототип20122,50,250,751 ОЭДФ-83,5440821122,50,250,755 ОЭДФ-79,5459022122,50,250,7510 ОЭДФ-74,54809

Таблица 2№ п/пХарактеристика пористой средыНомер состава из табл.1Степень интенсификации, разТип коллектораПроницаемость, мкм²До обработки составомПосле обработки составом1водонасыщенный0,020,13686,82водонасыщенный0,0180,149118,33водонасыщенный0,00180,013597,54нефтенасыщенный0,00230,01436,15нефтенасыщенный0,0160,11056,96нефтенасыщенный0,00190,018109,57нефтенасыщенный0,00240,020128,38нефтенасыщенный0,01900,130136,99нефтенасыщенный0,01700,120147,110нефтенасыщенный0,02000,116165,811нефтенасыщенный0,02000,114185,7прототип12нефтенасыщенный0,00240,009013,813водонасыщенный0,02000,102224,514нефтенасыщенный0,01800,086434,1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин за счет снижения скорости взаимодействия с породой пласта и увеличения проникающей способности состава при значительном увеличении проницаемости коллектора. Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь ингибированной соляной HCl и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО и воды, дополнительно содержит взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФ и/или уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: HCl 3 – 23, HF 0,5 – 5, НПАВ 0,1 – 1, растворитель АСПО 0,3 – 3, ОЭДФ и/или уксусная кислота 0,05 – 6, взаимный растворитель 10 – 30, вода остальное. Состав в качестве взаимного растворителя содержит низшие спирты: изопропиловый спирт или метанол, или этанол, или ацетон, или спиртовосодержащие отходы производств. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь ингибированной соляной НСl и фтористо-водородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО и воды, отличающийся тем, что дополнительно содержит взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФ и/или уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

НСl 3 - 23

HF 0,5 - 5

НПАВ 0,1 - 1

Растворитель АСПО 0,3 - 3

ОЭДФ и/или уксусная кислота 0,05 - 6

Взаимный растворитель 10 – 30

Вода Остальное