СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2015 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны скважин, и может быть использовано для растворения пород и кольматирующих отложений в призабойной зоне нефтяного пласта.

Известен кислотный реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент РФ на изобретение №2346153, Е21В 43/27, C09K 8/74, 2009), включающий в мас. %: соляную кислоту - 8-76, фтористоводородную кислоту - 1,5-18, поверхностно-активное вещество - 0,3-2,5, ингибитор коррозии - 0,1-2,0 и растворитель - остальное.

Недостатком известного кислотного реагента является образование нерастворимых солей и трудно разрушаемых эмульсий, вызванное воздействием кислоты на продуктивный пласт и металлическое нефтедобывающее оборудование.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины (патент РФ на изобретение №2181832, Е21В 43/27, Е21В 43/25, 2002), включающий, мас. %: соляную кислоту - 5,0-23,0; фтористоводородную кислоту - 2,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0; растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений - 5,0-25,0; вода - остальное. Известный раствор принят в качестве ближайшего аналога.

Однако эффективность удаления солевых отложений с помощью известного кислотного раствора недостаточна ввиду высокого эмульсеобразования при контакте соляной кислоты с нефтью, что приводит к снижению проницаемости терригенных коллекторов. Кроме того, высокая коррозия металлических частей оборудования при обработке скважины известным кислотным составом приводит к получению железосодержащих осадков. Это вызывает образование трудно разрушаемых эмульсий и сгустков при действии кислоты на продуктивный пласт, что снижает проницаемость коллектора и приводит к падению дебитов нефти.

Технической задачей заявляемого технического решения является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет повышения эффективности удаления солевых отложений в пластах и подземном оборудовании.

Технический результат заключается в повышении эффективности удаления солевых отложений, в том числе повышении скорости растворения и удаления солевых

отложений, предотвращении образования труднорастворимых эмульсий в породах продуктивного пласта и уменьшении коррозии подземного оборудования.

Технический результат достигается тем, что (по первому варианту) в составе для кислотной обработки призабойной зоны, содержащем водный раствор соляной, фтористоводородной, оксиэтиленфосфоновой кислот, согласно изобретению, содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:

соляная кислота - 23-28;

фтористоводородная кислота - 3-5;

оксиэтилендифосфоновая кислота - 0,5-0,7;

вода - остальное,

при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

водный раствор кислот - 100;

смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ - 0,2-1,5;

раствор неионогенного полигликоля в растворителе - 0,2-0,5;

композиция, включающая 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака - 0,1-0,6.

Технический результат (по второму варианту) достигается тем, что в составе для кислотной обработки призабойной зоны, содержащем водный раствор синтетической соляной кислоты и оксиэтиленфосфоновой кислоты, согласно изобретению, содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:

синтетическая соляная кислота - 12-32;

оксиэтилендифосфоновая кислота - 0,5-0,7;

вода - остальное,

при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

водный раствор кислот - 100

смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ - 0,2-1,5;

раствор неионогенного полигликоля в растворителе - 0,2-0,5;

композиция, включающая 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25% раствор аммиака - 0,1-0,6.

Технический результат обеспечивается тем, что водные растворы кислот в составах для кислотной обработки призабойной зоны по первому и второму вариантам содержат 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты, которая выступает в качестве комплексообразователя и предотвращает образование нерастворимых солей, например фторидов кальция или магния, при реакции кислотного состава с терригенными или карбонатными составляющими породы пласта.

Включение в заявляемые составы хорошо растворимой в минеральных кислотах смеси четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, представляющей собой ингибитор коррозии, в количестве 0,2-1,5 мас. ч. на 100 мас. ч водного раствора кислот обеспечивает эффективную защиту от коррозии металлических частей нефтедобывающего оборудования, состоящих в основном из черных металлов, снижает межфазное натяжение на границе «кислота-нефть», исключает образование нефтекислотных эмульсий. Снижение межфазного натяжения приводит к снижению или исключению образования нефтекислотных эмульсий, что повышает проницаемость терригенных и карбонатных коллекторов и, как следствие, повышает дебиты нефти. Наибольшую эффективность проявляет в растворах соляной кислоты.

Включение в заявляемые составы композиции, включающей 2-гидроэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, являющейся стабилизатором железа, присутствующей в заявляемых составах в количестве 0,1-0,6 мас. ч. на 100 мас. ч. водного раствора кислот, как по первому, так и по второму вариантам обеспечивает предотвращение железосодержащих осадков в процессе кислотной обработки скважины в результате реакции кислот с металлическими частями нефтяного оборудования. Благодаря стабилизатору железа трехвалентное железо преобразуется в двухвалентное, что не дает ионам железа влиять на пластовый флюид. Это предотвращает образование трудноразрушаемой эмульсии и сгустков.

Введение в заявляемые варианты составов для кислотной обработки призабойной зоны на 100 мас. ч. водного раствора кислот 0,2-0,5 мас ч. неионогенного полигликоля в растворителе, являющегося деэмульгатором, обеспечивает сепарацию эмульсий «вода-нефть».

В совокупности заявляемый состав для кислотной обработки призабойной зоны скважин обеспечивает повышение эффективности удаления солевых отложений, увеличение скорости растворения солевых отложений, предотвращает образование

труднорастворимых эмульсий, забивающих поры пород продуктивного пласта, снижающих проницаемость коллекторов для нефти.

На фиг. 1 приведена таблица с результатами испытаний скорости и степени растворения образца солевых отложений в составах для кислотной обработки призабойной зоны скважин.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины готовится следующим образом.

Готовят водный раствор кислот, содержащий 23-28 мас. % соляной кислоты, 3-5 мас. % фтористоводородной кислоты и 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты для состава по первому варианту или водный раствор кислот, содержащий 12-32 мас. % синтетической соляной кислоты и 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты для состава по второму варианту. Далее в раствор, содержащий соляную, фтористоводородную и оксиэтилендифосфоновую кислоту, путем механического смешивания добавляют модификаторы: ингибитор коррозии - 2-15 кг на 1 т раствора, деэмульгатор 2-5 кг на 1 т раствора, стабилизатор железа 1-6 кг на 1 т раствора.

В заявляемых составах для кислотной обработки призабойной зоны скважин используют ингибитор коррозии, выпускаемый согласно ТУ 2458-004-91080855-2011; деэмульгатор, выпускаемый согласно ТУ 2458-003-91080855-2011 и стабилизатор железа, выпускаемый по ТУ 2458-044-63121839-2012.

Пример 1. Получение состава для кислотной обработки призабойной зоны скважины по первому варианту - TF1 марки А.

В полиэтиленовый стакан или флакон на 200-300 мл помещают 0,0989 кг водного раствора ингибированной смеси кислот, содержащей 26% HCl и 4% HF. К полученному раствору при перемешивании фторопластовой мешалкой либо встряхиванием добавляют 0,0005 кг оксиэтилендифосфоновой кислоты, 0,0002 кг ингибитора коррозии, содержащего смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ (ТУ 2458-004-91080855-2011), 0,0002 кг стабилизатора железа, включающего 2 гидроксиэтан-1-тиол и раствор аммиака (ТУ 2458-044-63121839-2012) и 0,0002 кг деэмульгатора, содержащего раствор неионогенного полигликоля в растворителе (ТУ 2458-003-91080855-2011).

Пример 2. Получение состава для кислотной обработки призабойной зоны скважин по второму варианту - TF1 марки Б

В полиэтиленовый стакан или флакон на 200-300 мл помещают 0,0955 кг водного раствора синтетической соляной кислоты согласно ГОСТ 857-95, содержащей 12% HCl. Далее при перемешивании фторопластовой мешалкой либо встряхиванием добавляют

0,0005 кг оксиэтилендифосфоновой кислоты. Далее добавляют 0,0013 кг ингибитора коррозии, содержащего смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно- активных веществ (ТУ 2458-004-91080855-2011), 0,0005 кг стабилизатора железа, включающего 2 гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака (ТУ 2458-044-63121839-2012), и 0,0004 кг деэмульгатора, содержащего раствор неионогенного полигликоля в растворителе (ТУ 2458-003-91080855-2011).

Полученные составы подвергали тестам на скорость растворения образцов солевых отложений и возможность образования осадков.

Тесты проводили в лабораторных условиях с образцами солевых отложений, отобранными с нагревательного элемента, входящего в состав установки для обезвоживания нефти. Пробу отбирали в процессе стадии обезвоживания нефти. Образцы брали массой 6 г. Результаты проведенных опытов сведены в таблицу на фиг. 1.

Для испытаний были приготовлены пять составов. Под №№1-3 в таблице на фиг. 1 обозначены известные составы, используемые для кислотной обработки призабойной зоны скважин. Состав, обозначенный в таблице на фиг. 1 под №4, соответствует заявляемому составу, указанному в примере 1 описания. Состав, обозначенный в таблице на фиг. 1 под №5, соответствует заявляемому составу, указанному в примере 2 описания.

В результате проведенных испытаний выявили, что заявляемые составы №4 и №5 для кислотной обработки призабойной зоны скважин растворяют опытный образец в минимальное время с минимальными отложениями соли на стенках опытного стакана. Состав №3 имеет максимальную скорость растворения опытного образца. Однако при растворении опытного образца составом №3 на поверхности опытного стакана образуется осадок в виде черной пленки. Такой осадок, образовавшийся при обработке призабойной зоны скважины, может негативно влиять на продуктивность призабойного пласта.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность удаления солевых отложений, увеличить скорость и степень их растворения в породах продуктивного пласта и предотвратить образование труднорастворимых эмульсий, за счет чего повышается продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования. Состав для кислотной обработки призабойной зоны содержит, мас. ч.: водный раствор кислот 100; смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5; раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5; композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, 0,1-0,6. Водный раствор кислот по первому варианту содержит, мас. %: соляную кислоту 23-28; фтористоводородную кислоту 3-5; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. Водный раствор кислот по второму варианту содержит, мас. %: синтетическую соляную кислоту 12-32; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор соляной, фтористоводородной, оксиэтиленфосфоновой кислот, отличающийся тем, что содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:
соляная кислота 23-28 ;
фтористоводородная кислота 3-5;
оксиэтилендифосфоновая кислота 0,5-0,7;
вода остальное,
при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
водный раствор кислот 100;
смесь четвертичных органических аммониевых
соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5;
раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5;
композиция, включающая
2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака 0,1-0,6.

2. Состав для кислотной обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор синтетической соляной кислоты и оксиэтиленфосфоновой кислоты, отличающийся тем, что содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:
синтетическая соляная кислота 12-32;
оксиэтилендифосфоновая кислота 0,5-0,7;
вода остальное,
при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
водный раствор кислот 100;
смесь четвертичных органических аммониевых
соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5;
раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5;
композиция, включающая
2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака 0,1-0,6.