СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК C09K8/72 

Предложение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин нефтяного пласта с целью интенсификации, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью (ВВН).

Известен состав для обработки карбонатного пласта (ОПЗ) на основе соляной кислоты [см. Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966, с.41-56].

Недостатком состава является то, что соляная кислота имеет высокую скорость реагирования с породой пласта, в результате чего глубина проникновения ее в пласт невелика.

Кроме того, часто после обработки призабойной зоны (ОПЗ) соляной кислотой приемистость скважин снижается, так как растворы соляной кислоты характеризуются повышенным содержанием ионов железа вследствие коррозии оборудования, которые в виде гидроокиси осаждаются на породе. Все это приводит к снижению эффективности обработок.

Известен также способ для обработки карбонатного пласта на основе концентрированной уксусной кислоты [см. Амиян В.А. и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970, с.262].

Состав позволяет снизить скорость реакции с породой пласта.

Недостатком состава является ограниченность использования из-за высокой стоимости.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому составу для ОПЗ карбонатного пласта является состав [см. авт. св. СССР №1170127, кл. Е 21 В 43/27, 1985 г.], содержащий раствор соляной и уксусной кислот, а в качестве дополнительного замедлителя скорости реакции с карбонатной породой - жидкие продукты пиролиза от C₅ и выше при следующих соотношениях компонентов, % об:

соляная кислота (20%-ная) 4-20уксусная кислота (98%-ная) 9-67жидкие продукты пиролиза - смесь конденсатов углеводородов C₅ и выше остальное.

При использовании состава для ОПЗ происходит снижение скорости реакции с породой пласта и повышение фильтруемости его в условиях низкопроницаемых коллекторов с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО).

Недостатком состава является невысокая эффективность снижения скорости реакции с породой пласта и невысокая эффективность удаления АСПО из низкопроницаемой пористой среды за счет низкой технологичности состава и глубины проникновения в карбонатный пласт, эмульсия водного раствора соляной и уксусной кислот в жидких продуктах пиролиза не отличается устойчивостью во времени. Кроме того, эффективность ОПЗ остается низкой из-за быстрого обводнения продукции скважины.

Недостатком состава является также ограниченность использования за счет специфичности использования добавки - продуктов пиролиза от С₅ и выше.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности ОПЗ за счет повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширение ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью.

Технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий 20% водный раствор соляной кислоты, 98% водный раствор уксусной кислоты и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС, содержит указанные компоненты при следующем их соотношении, % об.:

раствор уксусной кислоты7-8ЛПС65-70раствор соляной кислоты22-28

Проведенные экспериментальные исследования показали, что предлагаемый состав позволяет:

- увеличить фильтрационные характеристики призабойной зоны за счет расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов при растворении минеральной составляющей пласта;

- замедлить, по сравнению с базовыми растворами кислот, скорость растворения карбонатов для увеличения радиуса их воздействия.

Он имеет низкое значение поверхностного натяжения для улучшения их проникающей способности вглубь низкопроницаемых каналов и облегчения обратного выноса отработанных составов в ствол скважины. Состав обладает высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО, низкой скоростью коррозии металлов и совместимостью отдельных компонентов между собой и с пластовой высокоминерализованной водой.

Комбинированное воздействие на карбонатную породу пласта и углеводородные отложения (АСПО) решается путем подбора углеводородного растворителя - диспергатора, способного при помощи сорастворителя растворяться в растворах кислоты. Таким сорастворителем является уксусная кислота, которая является связующим звеном между остальными компонентами и придает фазовую устойчивость всей системе.

Из доступных источников патентной и научно - технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков.

Следовательно, предлагаемый состав отвечает критерию изобретения "изобретательный уровень".

Для приготовления составов были использованы следующие материалы:

- 20%-ная соляная кислота (ГОСТ 857-88);

вводится в состав в растворах как растворитель породы, переводя смоло-парафиновые отложения (АСПО) в свободное состояние с последующим его объемным диспергированием.

- 98%-ная уксусная кислота (ГОСТ 61-75);

вводится в кислотный состав в качестве комплексообразователя ионов железа и в качестве сорастворителя, являющегося связующим звеном между отдельными компонентами, придающим фазовую устойчивость всей системе.

- легкая пиролизная смола (ЛПС) ТУ 38.10285-83;

-вводится в состав как растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки, влияющий на степень отмыва АСПО и позволяющий увеличивать проницаемость породы.

Для проведения опытов использовали:

- пластовую воду - плотность 1,113-1,156, г/см³, общая минерализация 195,1-236,7, г/л;

- керновый материал - проницаемость по воздуху 0,0010-0,0032 мкм²,

- пористость 6,3-11,6%, содержание кальцитов 93,32-98,96, доломитов 2,6-5,21%;

- хлористое железо (FeCl₃) - ТУ 4147-74.

Приготовление составов проводили следующим образом.

Концентрированную соляную кислоту разбавляли пресной водой до 20%-ой концентрации по объему. Затем в него последовательно добавляли ЛПС и уксусную кислоту, после чего содержимое перемешивали.

Все составы являются стойкими во времени (7-9 суток) и гомогенными жидкостями. Порядок смешения отдельных компонентов не влияет на характеристики состава. Составы совместимы с водой. Характеристика составов приведена в таблице №1.

Таблица 1№ кислотного состава.Компоненты составаОбъемное содержание, % об.Плотность,
г/см³Вязкость, мПа·сПверхностное натяжение, мН/м123456198% СН₃СООН34    ЛПС57    20% HCL90,9523,336,9298% СН₃СООН7    ЛПС65    20% HCL280,9483,836,4398% СН₃СООН10    ЛПС70    20% HCL200,9454,236,2498% СН₃СООН9    ЛПС71    20% HCL200,9414,336,0520% HCl100  67,4615% HCl100  72,0

Из таблицы 1 видно, что снижение поверхностного натяжения происходит у всех составов по сравнению с соляной кислотой, что обеспечивает высокую проникающую способность в продуктивный пласт. Предлагаемые составы, имеющие повышенную плотность по сравнению с плотностью высоковязкой нефти в пластовых условиях (0,874-0,908 г/см³) и меньшую по сравнению с ней вязкость (динамическая вязкость ВВН в пластовых условиях изменяется от 35,6 до 81,3 мПа·с), обусловлены положительным влиянием составов при закачке в пласт и вытеснении нефти из пласта.

Комплексообразующую способность кислотных составов по отношению к ионам железа определяли путем предварительного дозирования в них 40%-го раствора хлористого железа (FeCl₃). После чего составы нейтрализовали до значения рН=3, процесс выпадения гидроокиси железа регистрировали визуально (Методика из трудов Кристиана М. и др. Увеличение продуктивности приемистости скважин/ Пер. Кн. - М.: Недра, 1985).

Проведенные исследования показали, что все составы являются комплексообразователями ионов железа. Уксусная кислота в сочетании с другими компонентами, входящими в состав, стабилизирует растворенное железо от повторного выпадения его в осадок.

Плотность составов измеряли пикнометрами, динамическую вязкость на приборе Rheo-Viskometer; открытую пористость по ОСТ 39181-85; проницаемость по ОСТ 39161-83; поверхностное натяжение определяли сталагмометрическим способом.

Скорость растворения карбонатной породы определяли следующим образом: керн взвешивали с точностью до 0,01 г, измеряли площадь его поверхности и опускали в стакан с исследуемым составом, через 5 минут извлекали из состава, промывали водой и высушивали в сушильном шкафу при t=100°С до постоянного веса и снова взвешивали с первоначальной точностью. По разнице в весе определяли эффективность растворения.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2Основные компоненты составаСодержание компонентов, % об.Площадь поверхности керна, м²Продолжительность реакции, минВес керна до обработки, гВес керна после обработки, гСкорость растворения, г/(м²·с)123456798% СН₃СООН34     ЛПС57     20% HCL90,0018219,7426,4961,4298% СН₃СООН7     ЛПС65     20% HCl280,0018269,7696,4941,1698% СН₃СООН10     ЛПС70     20% HCl200,0018309,7406,4901,0098% СН₃СООН9     ЛПС71     20% HCl200,0018319,7436,4800,9720% HCl1000,0013125,2650,3985,215% HCl1000,0013175,2900,6493,5

Из таблицы 2 видно, что все исследуемые составы обладают растворяющей способностью. Все они имеют низкую скорость растворения карбонатов по сравнению с соляной кислотой, что способствует глубокой ОПЗ пласта.

Степень диспергирования АСПО предлагаемым способом определяли по способу "холодного цилиндра". Методика состоит в следующем.

В нефть, разогретую до 30°С, опускали цилиндр, температуру которого поддерживали на уровне 15°С добавлением в него льда. При перемешивании нефти в течение 30 мин, в результате отличия ее температуры от температуры "холодного" цилиндра на поверхности цилиндра образовывался осадок АСПО.

Цилиндр с образовавшимся осадком извлекали из емкости с нефтью и после полного стекания с него ее остатков, взвешивали и переносили в стакан с испытуемым составом определенной концентрации, температуру которого поддерживали также до 30°С. Затем исследуемый состав постепенно перемешивали в течение 3 минут, при этом происходило отделение выпавшего осадка с поверхности "холодного" цилиндра. После этого цилиндр повторно взвешивали и по отношению его к весу первоначально образовавшегося осадка определяли эффективность моющей способности исследуемого состава данной концентрации по формуле:

Э=Q₂/Q₁·100%,

где Q₁ - масса осадка, образовавшегося на поверхности "холодного цилиндра", г;

Q₂ - масса отмытого осадка, г.

Результаты исследований приведены в таблице 3.

Таблица 3Основные компоненты составаСодержание компонентов, % об.Масса пустого цилиндра, гМасса цилиндра с АСПО до отмыва, гМасса АСПО, гМасса цилиндра с АСПО после отмыва, гСтепень отмыва, % мас.123456798% СН₃СООН347,4407,7200,2807,59254,2ЛПС57     20% HCl9     98% СН₃СООН77,4407,6050,1757,57878,8ЛПС65     20% HCl28     98% СН₃СООН107,4407,5950,1557,56580,6ЛПС70     20% HCl20     98% СН₃СООН97,4407,5950,1557,55976,7ЛПС71     20% HCl20     

Из таблицы 3 видно, что все исследуемые составы обладают отмывающей способностью по отношению к АСПО. Наиболее высокой отмывающей способностью обладают составы, содержащие 65% и 70% ЛПС.

В лабораторных условиях была проведена серия опытов по определению проницаемости кернового материала в зависимости от пористости кернового материала и количества промывок.

Результаты исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4Основные компоненты рабочего раствора.Содержание компонентов, % об.Пористость керна, %Проницаемость, мкм²ИсходнаяПосле обработки/Кратность увеличения первый поровый объемВторой поровый объемтретий поровый объем123456798% СН₃СООН34     ЛПС57  0,00210,00360,005520% HCL910,60,00181,12,74,298% СН₃СООН7     ЛПС65  0,00380,00720,02220% HCL2810,70,00171,93,413,498% СН₃СООН10     ЛПС70  0,00480,0120,02920% HCL2011,00,00192,56,515,298% СН₃СООН9     ЛПС71  0,00480,0120,02920% HCL2011,00,00181,64,512,2

Из таблицы 4 видно, что проницаемость керна увеличивается после прокачки одного объема предлагаемых составов и продолжает существенно увеличиваться с увеличением объема прокачки, составы способны одновременно растворять карбонатные породы и АСПО, обладают высокой проникающей и вымывающей способностью, растворяются в воде любой минерализации, увеличивают проницаемость породы в среднем от 4,2 до 15,2 раз.

Исследования фазового состояния и устойчивости системы показали, что состав является устойчивой гомогенной жидкостью в течение семи девяти-суток при следующих инградиентах,% об:

98% уксусная кислота6-9легкая пиролизная смола64-7120% раствор соляной кислотыостальное

При уменьшении значений ЛПС система переходит в эмульсию, что снижает эффективность ОПЗ.

Данные, приведенные в таблицах 1-4, показывают, что состав, содержащий следующие компоненты, % об.:

98% раствор уксусной кислоты (СН₃СООН)7-10легкая пиролизная смола65-7020% раствор соляной кислоты (HCL)остальное,

обладает низкими значениями поверхностного натяжения на границе с породой и межфазного на границе нефть-состав, что способствует высокой фильтруемости его в низкопроницаемую нефтенасыщенную часть продуктивного пласта; высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО, что способствует глубине проникновения и увеличению охвата по толщине продуктивного пласта; замедленной скоростью растворения по отношению к карбонатам, что также способствует глубокой ОПЗ пласта; максимально увеличивает проницаемость породы, что в промысловых условиях приведет к увеличению приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, к увеличению коэффициента вытеснения нефти.

Исследования показали, что увеличение содержания ЛПС выше 70% приводит к понижению содержания соляно-кислотной фазы в растворе и снижает эффективность ОПЗ. Уменьшение нижнего предела содержания ЛПС также снижает эффективность ОПЗ.

Технико-экономическая эффективность предлагаемых составов для ОПЗ карбонатного пласта слагается за счет повышения эффективности ОПЗ, то есть повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширения ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин нефтяного пласта с целью интенсификации, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) за счет повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширение ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта содержит, % об.: 20% водный раствор соляной кислоты 22 - 28, 98% водный раствор уксусной кислоты 7 - 8 и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС 65-70. 4 табл.

Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий 20%-ный водный раствор соляной кислоты, 98%-ный водный раствор уксусной кислоты и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС, отличающийся тем, что он содержит указанные компоненты при следующем их соотношении, об.%:

Раствор уксусной кислоты7 - 8ЛПС65 - 70 Раствор соляной кислоты22 - 28