КИСЛОТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2017 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины закачкой эмульсии, содержащей в масс. %: 40-42 растворитель парафинов нефтяной дистиллят, 5-8 эмульгатор «Ялан-Э-1», 50-55 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (см. Патент РФ №2304710, МКИ Е21В 43/27, опубл. 2007 г.).

Недостатком состава является небольшая глубина проникновения в глубь пласта из-за высокой скорости растворения породы пласта, выпадения кольматирующих осадков, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III).

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий в масс. %: 10,0-15,0 ингибированную соляную кислоту 24%-ной концентрации, 2,0-4,0 уксусную или плавиковую кислоту, 1,0-2,0 РДН, 15,0-20,0 органический растворитель и вода - остальное (см. Патент РФ №2255216, МКИ Е21В 43/27, опубл. 2005 г.).

Известный состав не обладает достаточной вязкостью и, как следствие, не предназначен для потокоотклонения закачиваемого состава от высокопроницаемых участков призабойной зоны пласта к низкопроницаемым участкам.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является кислотная эмульсия, содержащая в % об,: растворитель МИА-пром АС 20, диспергатор ИТПС-04-Э 5, соляную кислоту 80, стабилизатор железа ИТПС-708 0,7 сверх 100 (см. Федоренко В.Ю. и др. Общие характеристики кислотно-углеводородной эмульсии на базе растворителя МИА-пром, Вестник Казанского технологического университета, 2011, №13, с. 141-145).

Недостатком известной кислотной эмульсии является небольшая глубина проникновения в глубь пласта, невысокая вязкость, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III) в концентрациях выше 2000 м.д. и низкая эффективность диспергирования АСПО, содержащихся в нефтенасыщенной зоне пласта.

Целью предлагаемого изобретения является разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений, с усиленным эффектом стабилизации железа, высокими показателями по диспергированию частиц асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и моющим действием по отношению к нефти.

Поставленная цель достигается путем создания кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающей растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, причем в качестве растворителя она содержит реагент МИА-пром К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-04 Э и дополнительно реагент - ИТПС-708 А, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Реагент МИА-пром К 11,0-35,0 Реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0 Реагент ИТПС-708 А 1,1-5,5 Соляная кислота Остальное

Реагент МИА-пром К представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов и выпускается по ТУ-2458-011-27913102-2001, с изменением №4. Предназначен для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, для приготовления эмульсий и композиций реагентов для обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

Реагент ИТПС-04 Э представляет собой композицию полимерного компонента и комплекса поверхностно-активных веществ в углеводородном или в водно-органическом растворителе и выпускается по ТУ-2458-003-27913102-2003. Предназначен для предотвращения и удаления органических отложений на нефтепромысловом оборудовании, используется в качестве эмульгатора.

Реагент ИТПС-708 А представляет собой смесь в масс. %: аскорбиновой кислоты 95,0 и медного купороса 5,0 и предназначен для стабилизации железа при кислотной обработке призабойных зон скважин терригенных и карбонатных коллекторов и выпускается по ТУ 2458-009-27913102-2007.

Для приготовления кислотной эмульсии в качестве кислоты используют ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, 22,0-25,0%-ной концентрации, по ГОСТ 857-95.

Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов эмульсии в соляной кислоте в указанных количествах. Заявляемую эмульсию используют для обработки карбонатных пород пласта. Предлагаемая кислотная эмульсия представляет собой эмульсию обратного типа и поэтому имеет пониженную коррозионную агрессивность.

Приводим примеры приготовления кислотных эмульсий, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемая эмульсия)

При перемешивании механической мешалкой к 49,5 г соляной кислоты добавляют 10,0 г реагента ИТПС-04Э, 5,5 г реагента ИТПС-708А и 35,0 г реагента МИА-пром К (см. табл. 1, пример 1).

Пример 2-7 готовят аналогично примеру 1, изменяя содержание компонентов в эмульсии в заявляемых количествах.

Пример 8 (прототип)

При перемешивании механической мешалкой к 800 мл (81,13%, плотность 1.072 г/см³) 15%-ной соляной кислоты добавляют 50 мл (3,90%, плотность 0.925 г/см³) реагента ИТПС-04 Э, далее - 0,07% реагента ИТПС-708 А и 200 мл (14,9%, плотность 0,789 г/см³) МИА-пром АС, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл. 1, пример 8).

Заявляемая кислотная эмульсия предназначена для интенсификации притока и приемистости скважин при проведении операций при обработке призабойной зоны пласта. Содержащиеся в эмульсии химические компоненты способны обеспечивать удаление из пласта асфальтено-смоло-парафиновых отложений, отмыв пленки нефти и исключить выпадение кольматирующих осадков, катализируемых соединениями железа.

Скорость взаимодействия кислотной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии поверхностно-активных веществ и ароматической углеводородной части. Также снижению скорости реакции с породой способствует то, что кислота находится в капле растворителя, что замедляет ее высвобождение для реакции с породой пласта. Совокупное действие подобранных компонентов кислотной эмульсии комплексного действия приведет к увеличению охвата пласта кислотным воздействием по толщине без рисков кольматации продуктивной зоны.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости, скорости растворения мрамора, моющей АСПО и пленки нефти эффективности. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. В таблице 1 приведены значения вязкости, полученные на приборе при комнатной температуре и скорости вращения (сдвига) 511 с^-1.

Скорость растворения карбонатов кальция оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака, по линейным размерам вычисляют объем кубика. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав или кислоту 15%-ной концентрации при комнатной температуре, через одну минуту вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают. Определяют убыль массы кубика и вычисляют скорость реагирования составов в г/м² мин, далее находят относительное замедление скорости реагирования состава - отношение скорости реакции соляной кислоты к скорости реакции исследуемой эмульсии. Эффективность заявляемого состава на способность диспергирования, налипания и замазывания АСПО, к отмыванию пленки нефти определяют воздействием заявляемым составом на образцы АСПО, нефти и пластовой воды со скважины 4024, НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть».

Методика испытаний по определению степени диспергирования, налипания и замазывания заключается в следующем. В коническую колбу на 250 мл наливают 50 мл пластовой воды и дозируют в нее эмульсию в концентрации 500 г/т. Далее в колбу помещают навеску АСПО массой 2,5 г и нагревают на плитке до полного растворения АСПО. Затем смесь охлаждают в бане с холодной водой, встряхивая колбу круговыми движениями. При этом фиксируют диспергирование АСПО, налипание и замазывание им стенок колбы.

Оценивают степень диспергирования по величине частиц АСПО: 0,1-3,0 мм - результат отличный, 0,1-5,0 мм - хороший, 0,1-7,0 мм - удовлетворительный, выше 7,0 мм - неудовлетворительный.

Налипание оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: до 5% - результат отличный, до 10% - хороший, до 40% - удовлетворительный, выше 40% - неудовлетворительный.

Замазывание также оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: результат отличный, если замазывание составляет до 5%, хороший - до 20%, удовлетворительный - до 50%, неудовлетворительный - более 50%.

Для определения степени отмыва пленки нефти в стеклянную пробирку с обезжиренными стенками наливают до половины объема пластовую воду и доверху доливают нефть с содержащимся в ней составом в концентрации 500 г/т. Пробирку закрывают керном, выдавливая воздух, и переворачивают пробирку вниз пробкой.

Через 30 секунд фиксируют отмыв пленки нефти от стенок пробирки. Результат считается отличным, если за 30 секунд отмывается более 70% поверхности пробирки, хорошим - за 60 с и удовлетворительным - за 180 с.

По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что заявляемая кислотная эмульсия обладает более высокими значениями вязкости, замедленной скоростью реагирования с карбонатной породой и эффективным диспергированием и отмывом АСПО и нефти по сравнению с прототипом.

Для определения эффективности использования заявляемой эмульсии в неоднородных по проницаемости пластах проводят эксперименты по изменению вязкости при смешении заявляемой кислотной эмульсии с пластовой водой. Для проведения исследований к 100 мл исходной эмульсии с определенной вязкостью, помещенной в химический стакан объемом 1 л, добавляют при непрерывном перемешивании на электрической мешалке при скорости вращения 500 оборотов порционно по 25 мл пластовую воду со скважины 5178 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть». После добавления каждой порции смесь перемешивают около 5 минут и затем промеряют вязкость, далее продолжают добавление воды до разрушения эмульсии, характеризующейся резким падением вязкости. Фиксируют объем воды, вошедшей в состав исходной эмульсии в объемных процентах от начального объема 100 мл.

Результаты испытаний в таблице 2.

По данным таблицы 2 видно, что предлагаемые эмульсии значительно более устойчивы к разбавлению пластовой водой, чем эмульсия по прототипу. Так разрушение эмульсии прототипа начинается после добавления половинного количества воды (100%), когда как разрушение предлагаемых эмульсий происходит лишь при добавлении двух объемов воды (200%). При обработке призабойной зоны пласта при контакте заявляемой эмульсии с пластовой водой вязкость эмульсии возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков, одновременно происходит обработка низкопроницаемых пропластков закачиваемой эмульсией. Таким образом, происходит перераспределение фильтрационных потоков в неоднородных пластах, увеличивается охват пласта воздействием и после выдержки на реагирование происходит распад эмульсии с образованием двух подвижных фаз - водной и органической, которые легко вымываются из пласта.

Для определения эффективности стабилизации ионов железа (III) проводят визуальное тестирование процесса восстановления ионов железа до степени окисления (II). Для этого к 100 мл изучаемой эмульсии добавляют хлорное железо согласно исследуемой концентрации, растворяют в объеме перемешиванием стеклянной палочкой, раствор становиться желто-оранжевым. Дозировка хлорного железа в миллионных долях составляет на 1000 м.д. (0.52 г), 2000 м.д. (1.04 г), 3000 м.д. (1.56 г), 4000 м.д. (2.08 г) и 5000 м.д. (2.6 г). Далее фиксируют процесс обесцвечивания окраски до первоначального уровня, что указывает на полное восстановление железа по химической реакции:

Fe³⁺+1e→Fe²⁺

Образующиеся ионы железа (II) не окрашивают растворы (эмульсии) и не являются опасными для призабойной зоны скважины, в отличие от ионов железа (III), способных катализировать процессы осмоления нефтей в кислой среде.

Результаты испытаний в таблице 3.

Примечание:

"+" - ионы железа восстановились

"-" - ионы железа не восстановились.

По данным таблицы 3 видно, что эмульсия прототипа восстанавливает лишь количество ионов железа до 2000 м.д. включительно, выше данного значения восстановления не происходит. Предлагаемый состав обесцвечивает ионы железа до 4000 м.д., а при увеличении содержания в эмульсии стабилизатора железа справляется с концентрациями железа до 5000 м.д. включительно, что на 1000-2000 м.д. выше прототипа. Данное обстоятельство во время закачки заявляемого состава способно обеспечить безопасность скважин, с оборудования которых происходит увеличенный съем ионов железа, например, глубоких скважин или скважин с оборудованием, предрасположенным к ржавлению, что приводит к предотвращению выпадения вторичных осадков, кольматирующих призабойную зону пласта.

Таким образом, использование предлагаемой эмульсии для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия позволяет увеличить глубину проникновения состава, предотвратить образование осадков, эффективно блокировать высокопроницаемые водонасыщенные пропластки, в результате происходит перераспределение фильтрационных потоков, увеличивается охват пласта воздействием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, мас.%: растворитель - реагент МИА-пром К 11,0-35,0; эмульгатор - реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0; реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5; соляная кислота остальное. 3 табл., 8 пр.

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающая растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве растворителя она содержит реагент МИА-пром К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС - 04 Э и дополнительно реагент ИТПС - 708 А при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Реагент МИА-пром К 11,0-35,0 Реагент ИТПС - 04 Э 1,0-10,0 Реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5 Соляная кислота Остальное