ТВЕРДАЯ ОСНОВА ДЛЯ КИСЛОТНОГО СОСТАВА И СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 2010 года по МПК C09K8/72 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано в процессе освоения скважин для интенсификации притока нефти и увеличения приемистости скважин, эксплуатирующих пласты с карбонатными коллекторами.

В настоящее время подавляющее большинство составов для кислотной обработки ПЗП являются жидкими продуктами. Транспортировка данных составов в труднодоступные районы очень сложна и приводит к повышенным затратам при перевозке и их хранении, связанными с большим (до 75% от объема) содержанием балласта (воды) в составе.

Данная проблема решается созданием кристаллического (твердого) состава для кислотной обработки ПЗП, который прост и технологичен в использовании. Известно использование кислот в твердом состоянии: хлоруксусная и сульфаминовая (амидосульфоновая) кислоты для кислотной обработки ПЗП [М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985].

Хлоруксусную кислоту нагревают до расплавления и вместе с углеводородной жидкостью расплав нагнетают в зону обработки или растворяют в воде непосредственно на скважине. Недостатками применения данной кислоты являются небольшая глубина проникновения ее в пласт (при растворении непосредственно на скважине), а также технологические сложности - для ее расплавления (температура плавления 61,2°С) требуется использовать специальные плавильни.

Сульфаминовую кислоту закачивают в виде кристаллической суспензии или в виде раствора. Недостатком использования данной кислоты является невозможность применения в условиях пластовых температур более +60°С вследствие гидролиза сульфаминовой кислоты с образованием гидросульфат- и сульфат-ионов, что снижает эффективность обработки и может повлечь выпадение труднорастворимых сульфатов в ПЗП.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является использование твердой основы состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представляющей собой кислотный реагент, продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, органические производные фосфоновой кислоты и азотсодержащий ингибитор коррозии, причем в качестве кислотного реагента основа содержит продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом, а также состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий указанную твердую основу и воду [RU 2257467 С1, 27.07.2005].

Недостатком этой твердой основы является то, что использование кислотного состава, приготовленного ее растворением в воде, может привести к образованию нежелательных фильтрационных каналов в пласте и недостаточно эффективно ввиду невозможности глубокой матричной обработки породы из-за малой растворяющей способности карбонатов.

Задачей изобретения является создание твердой основы для кислотного состава и состава для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, позволяющего повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов вследствие снижения скорости взаимодействия состава с породой пласта.

Поставленная задача решается тем, что твердая основа для кислотного состава содержит компоненты: параформальдегид, соль меди (II) и аммоний хлористый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

параформальдегид 23,00-71,50 соль меди (II) 0,02-0,30 аммоний хлористый остальное

В варианте твердая основа, дополнительно содержащая поверхностно-активное вещество (ПАВ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

параформальдегид 23,00-71,50 соль меди (II) 0,02-0,30 ПАВ 0,20-12,50 аммоний хлористый остальное

А также задача решается созданием состава для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающего твердую основу для кислотного состава и воду, в качестве твердой основы содержит твердую основу по п.1 или по п.2, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

твердая основа по п.1 или по п.2 20-45 вода остальное

Для приготовления твердой основы для кислотного состава используют следующие компоненты:

- параформальдегид, например, выпускаемый по ТУ6-09-141-03-83, или

ТУ6-09-11-2053-87, или ТУ 6-09-3208-78;

- аммоний хлористый, например, выпускаемый по ГОСТ 2210-73; ГОСТ 3773-72;

- соли медь (II), в качестве которой используют, например, медь (II) сернокислую

5-водную, выпускаемую по ГОСТ 4165-78; купорос медный, выпускаемый по ГОСТ 19347-99; медь (II) углекислую основную, выпускаемую по ГОСТ 8927-79; медь хлорную, выпускаемую по ГОСТ 4167-74;

- ПАВ, в качестве которого используют водорастворимые анионоактивные, неионогенные, катионоактивные ПАВ, например сульфонол-порошок, выпускаемый по ТУ 07510508.135-98; натрийдодецил сульфат, выпускаемый по ТУ 6-09-07-1816-93; продукт ОС-20, выпускаемый по ГОСТ 10730-82; Неонол АФ₉-12, выпускаемый по ТУ 2483-077-05766801-98.

Для приготовления состава для обработки призабойной зоны карбонатного пласта используют пресную воду, или техническую воду, или пластовую воду.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры приготовления твердой основы для кислотного состава и состава для обработки призабойной зоны карбонатного пласта (в дальнейшем заявляемый состав), эффективности воздействия на призабойную зону пласта с использованием состава, содержащего известную твердую основу (в дальнейшем состав по прототипу) и заявляемого состава.

Твердую основу для кислотного состава получают в смесителе вибрационном типа СмВ. В смеситель вибрационный загружают исходные компоненты в заданном количестве. После смешивания в течение 30 минут в среде инертного газа получают однородный сыпучий порошкообразный продукт. Данные о компонентном содержании предлагаемой твердой основы приведены в табл.1.

Таблица 1 № пп. Состав твердой основы, мас.% Параформальдегид Аммоний хлористый Соль меди (II) ПАВ 1 49,80 49,90 0,30 (CuSO₄·5H₂O) - 2 23,00 76,72 0,08 (CuCl₂·2H₂O) 0,20 (продукт ОС-20) 3 71,50 28,44 0,06 (CuCO₃·Cu(OH)₂) - 4 62,50 24,98 0,02 (CuCO₃·Cu(OH)₂) 12,50 (АФ₉-12)

Заявляемый состав готовят на устье скважины путем растворения заявляемой твердой основы для кислотного состава в воде до концентрации 20-45 мас.% (см. табл.2).

Таблица 2 Компоненты Состав, мас.% 1 2 3 4 5 Твердая основа №1 по табл.1 20 - - - 45 Твердая основа №2 по табл.1 - 30 - - - Твердая основа №3 по табл.1 - - 35 - - Твердая основа №4 по табл.1 - - - 40 - Вода 80 70 65 60 55

Оценку эффективности заявляемого состава и состава по прототипу проверяют экспериментально по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационных характеристик пласта.

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

Расчет процента потерь при разрушении мраморного кубика производят по формуле:

;

где П - процент потерь, %;

m - масса кубика до эксперимента, г;

m₁ - масса кубика после эксперимента, г.

Результаты исследования представлены в табл.3.

Таблица 3 № составов Скорость растворения мраморного кубика, г/м²·час Динамика разрушения мраморного кубика, П, % потерь 1 час 2 часа 4 часа 6 часов 1 330 25,8 34,9 38,6 42,0 2 338 29,1 38,9 45,6 49,3 3 472 33,9 51,0 58,9 64,5 4 566 33,8 50,3 66,8 75,2 5 649 48,7 64,8 82,4 89,0 Состав по прототипу 256 27,1 33,3 34,1 34,5

Данные, приведенные в табл.3, показывают, что в составе по прототипу растворение мрамора происходит в первые два часа выдержки, а в заявляемом составе идет постепенное растворение мраморных кубиков, что положительно влияет на эффективность обработки призабойной зоны пласта, обеспечивая глубокую обработку пласта с созданием разветвленной сети флюидопроявляющих каналов.

Для оценки изменения фильтрационных характеристик пласта после обработки заявляемым составом и составом по прототипу проводят эксперименты по интенсификации добычи нефти на насыпных линейных трубчатых моделях с длиной пористой среды 3,0-3,5 см и поперечным сечением 1,54 см², заполненных молотым кварцевым песком с добавлением 20% молотого мрамора. Вначале насыщают пластовой водой, затем ее вытесняют нефтью, закачкой в обратном направлении (из пласта в скважину). Затем в прямом направлении (из скважины в пласт) в модель закачивают заявляемый состав или состав по прототипу в количестве одного порового объема и после выдержки на реакцию в течение 18 часов проводят вытеснение отработанного состава прокачкой нефтью в обратном направлении до установившегося режима фильтрации.

Изменение фильтрационных характеристик оценивают по степени интенсификации фильтрации (i) по следующей формуле:

,

где i - степень интенсификации фильтрации, раз;

k₁ - проницаемость модели пласта до обработки заявляемым или известным составом, мкм²;

k₂ - проницаемость модели пласта после обработки заявляемым или известным составом, мкм².

Значение проницаемостей определяют исходя из известного уравнения Дарси, описывающего течение жидкостей в пористой среде.

Результаты экспериментов приведены в табл.4.

Скорость растворения стали в составах определяют по потере веса пластин из стали марки Ст 3 размерами 20×50×2 мм после выдержки в составах в течение 24 часов при температуре (20±2)°С, очистки от продуктов коррозии и сушки.

Таблица 4 № состава по табл.2 Проницаемость, мД Степень интенсификации фильтрации, раз Скорость растворения стали Ст3, г/м² час до обработки k₁ после обработки k₂ 1 2 3 4 5 1 40,2 58,3 1,45 0,10 1 2 3 4 5 2 24,0 41,0 1,71 0,15 3 36,0 53,0 1,47 0,12 4 59,9 91,1 1,52 0,14 5 28,0 54,0 1,93 0,14 Состав по прототипу 29,6 40,7 1,35 0,151

Данные исследования эксплуатационных свойств кислотных составов, приготовленных с использованием заявляемой твердой основы, обладают следующими преимуществами по сравнению с кислотными составами на основе известных твердых кислотообразующих составов:

- постепенное растворение карбонатной породы при конечной высокой растворяющей способности (см. табл.3), что приводит к образованию разветвленной сети флюидопроводящих каналов в продуктивном пласте;

- обладает более высокой эффективностью по сравнению с прототипом за счет увеличения проницаемости пласта после обработки.

Изобретение может быть использовано в процессе освоения скважин для интенсификации притока нефти и увеличения приемистости скважин. Технический результат - повышение эффективности процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов вследствие снижения скорости взаимодействия состава с породой пласта. Твердая основа для кислотного состава содержит, мас.%: параформальдегид 23,00-71,50, соль меди (II) 0,02-0,30, аммоний хлористый остальное. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта содержит, мас.%: указанную твердую основу 20-45, воду остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Твердая основа для кислотного состава, отличающаяся тем, что она содержит параформальдегид, соль меди (II) и аммоний хлористый при следующем соотношении компонентов, мас.%:
параформальдегид 23,00-71,50 соль меди (II) 0,02-0,30 аммоний хлористый остальное

2. Твердая основа для кислотного состава по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
параформальдегид 23,00-71,50 соль меди (II) 0,02-0,30 поверхностно-активное вещество 0,20-12,50 аммоний хлористый остальное

3. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий твердую основу для кислотного состава и воду, отличающийся тем, что в качестве твердой основы для кислотного состава он содержит состав по п.1 или 2 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
твердая основа по п.1 или 2 20-45 вода остальное