Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта Российский патент 2019 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, в частности к составам для проведения кислотной обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти или газа из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения карбонатной породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимер-глинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующих прискважинную зону пласта (ПЗП).

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU 2257467, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2005 в бюл. №21), который представляет собой 10-15%-ный водный раствор твердой основы, содержащей в мас. %: продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом 75,0-95,0, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 1,0-5,5, органические производные фосфоновой кислоты 2,5-15,0, азотсодержащий ингибитор коррозии 1,5-4,5. Указанный состав является термостойким, обеспечивает предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий при повышенном содержании железосодержащих стабилизаторов и сохраняет низкую коррозионную активность при хранении и транспортировке.

Недостатком этого состава является его низкая эффективность по отношению к глинистым и полимер-глинистым кольматантам.

Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта (патент RU 2242601, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.12.2004 в бюл. №35), содержащий водный раствор аммонийсодержащего вещества (например, карбамида), соляной кислоты и карбоновые кислоты и/или их производные. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %: водный раствор аммонийсодержащего вещества 5-50, соляной кислоты 5,5-15, карбоновые кислоты и/или их производные в количестве 0,01-10.

Этот состав предназначен для ликвидации прихватов бурильного инструмента при бурении скважин при температурах ниже 50°С, а также характеризуется низкой коррозионной активностью соляной кислоты.

Однако его эффективность в отношении глинистой и полимер-глинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующих ПЗП, также невысока. Кроме того, состав характеризуется высоким поверхностным натяжением между нефтью и составом и склонен к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU 2138634, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.09.1999), содержащий соляную и уксусную кислоты, ПАВ - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

соляная кислота 10-24 уксусная кислота 2,5-3,0 продукт взаимодействия третичных аминов с 0,03-0,3 пероксидом водорода вода остальное.

Указанный известный состав хорошо работает в карбонатных коллекторах, глубоко проникает в поры пласта, диспергирует органические отложения нефти, снижает образование железосодержащих кольматантов. Однако указанный известный состав недостаточно эффективно разрушает глинистую часть коллектора, которая может быть представлена как природной составляющей, так и глинистой коркой, образующейся при бурении с использованием бурового раствора на глинистой или полимер-глинистой основе. Это снижает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Наиболее близким аналогом является солянокислотный состав для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (патент RU 2389750, МПК С09К 8/72, С09К 8/78, опубл. 20.05.2010 в бюл. №14), содержащий соляную кислоту, добавки, ингибитор коррозии, ПАВ, воду. При этом состав в качестве добавки содержит нитрат карбамида, бисульфат натрия, комплексон - вещество, выбранное из группы трилонов - натриевых солей этилендиаминтетрауксусной кислоты. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %:

соляная кислота 10-25 ПАВ 0,05-0,5 нитрат карбамида 0,5-3,0 бисульфат натрия 1-4 указанный комплексон 0,1-1,0 ингибитор коррозии 0,2-1,0 вода остальное.

В качестве соляной кислоты используется 36%-ная соляная кислота.

В качестве ПАВ состав содержит продукт взаимодействия третичного амина с перекисью водорода или композицию окиси амина с деэмульгирующими добавками, или оксиэтилированные алкилфенолы.

В качестве ингибитора коррозии состав содержит ингибиторы коррозии на основе четвертичных алкиламмонийных соединений марки Солинг, или на основе высококипящих отходов капролактама марки ВНПП-2-В, или на основе смеси ароматических аминов-бензилиденбензиламинов, метиленбензиламина, моно-дибензиламина марки В-2, или на основе продукта взаимодействия хлорметильных производных ароматических углеводородов с пиридином марки КИ-1, или на основе композиции, состоящей из азота и серосодержащих органических соединений с неорганическими солями марки Нейтинг.

Известный состав растворяет не только карбонатную матрицу коллектора, но и обеспечивает диспергирование природной глинистой составляющей, полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку, сформированную на забое скважины и внутри ПЗП.

Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность диспергирования полимер-глинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки из-за потери химической активности состава в результате нейтрализации натриевых солей этилендиаминтетрауксусной кислоты с соляной кислотой и многокомпонентность состава (семь ингредиентов), что снижает технологичность и повышает экономические затраты при приготовлении и использовании состава.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и технологичности кислотного состава для химической обработки и разглинизации ПЗП за счет повышения растворяющей способности состава не только воздействовать на карбонатную матрицу коллектора, но и более эффективно деструктурировать и диспергировать наряду с природной глинистой составляющей гораздо более прочную полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку, сформированную в ПЗП, повышение технологичности процесса приготовления кислотного состава.

Технические задачи решаются кислотным составом для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта, содержащим соляную кислоту, добавку и ингибитор коррозии.

Новым является то, что в качестве соляной кислоты используют 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты, в качестве добавки - комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А, в качестве ингибитора коррозии - ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94 комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7 ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2.

Для приготовления состава используют компоненты:

- 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая»;

- добавку - комплексный реагент Reads 1-5 по ТУ 2458-001-64013218-2010, представляющий собой стабилизированно-ингибированный водно-органический раствор, композицию труднолетучей основы и водно-органических растворителей, обладающую от слабокислого до нейтрального свойствами, водо-спиртовой раствор смеси неионогенных и анионоактивных ПАВ и фосфорорганических соединений (гидроксиэтилендифосфоновая кислота). По внешнему виду это жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах 900-1030 кг/м³, массовой долей активного вещества не менее 18%. Предназначена для применения в качестве многофункциональной добавки в технологические жидкости в нефтедобыче;

- добавку - ИТПС-011 А - смесь ПАВ группы аминов и четвертичных аммонийных солей в водно-органическом растворителе. По внешнему виду ИТПС-011 А - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 900 кг/м³;

- ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 - представляет собой композиционную смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду ТН-ИК-2 представляет собой однородную прозрачную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, массовая доля сухого остатка не менее 17%, кинематическая вязкость при 20°С не более 100 мм²/с, плотность при 20°С не менее 0,920 г/см³;

- ингибитор коррозии Напор КБ - представляет собой композицию ионогенных и неионогенных ПАВ в растворителе. По внешнему виду это жидкость от бесцветного до желтого цвета с массовой долей активной основы не менее 18%.

Сущность предложения заключается в создании кислотного состава для химической обработки и разглинизации ПЗП. Повышение эффективности состава обеспечивается за счет одновременного присутствия в составе компонентов с разными свойствами и разным механизмом воздействия на карбонатную матрицу коллектора и на прочную полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку. У кислотного состава следующий механизм воздействия на ПЗП: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты придает заявляемому составу повышенную химическую активность при растворении не только карбонатных составляющих породы, но и алюмосиликатных компонентов терригенного пласта и полимерглинистой буровой корки с баритом.

Добавка придает составу высокие смачивающие и проникающие свойства при проникновении в структуру породы пласта и компоненты буровой корки, что приводит к их диспергированию и разрыхлению, минимизирует вторичное осадкообразование - растворяет, вернее комплексирует, связывает ионы металлов, в частности ионы бария, кальция, магния, железа и другие. Добавка обеспечивает понижение межфазного натяжения между нефтью и составом, снижение скорости реакций растворения породы, увеличение контактного угла смачиваемости, предотвращение образования осадков и обеспечение максимального выноса продуктов реакции. Добавка в составе не реагирует, в отличие от трилона Б, который содержится в составе наиболее близкого аналога, с соляной кислотой и сохраняет свои физико-химические свойства.

Ингибитор коррозии в составе защищает от коррозии нефтепромысловое оборудование при добыче нефти, трубопроводы систем нефтесбора и транспортирования обводненной нефтяной эмульсии, а также систем ППД и сточных вод, содержащих растворенные сероводород и углекислоту. В заявляемом кислотном составе предлагаются эффективные и более дешевые марки ТН-ИК-2 или Напор КБ.

Все вышеперечисленные эффекты взаимно перекрываются и усиливаются, обеспечивая высокий синергетический эффект предлагаемого состава. За счет отличительных признаков (новая комбинация компонентного и рецептурного содержания состава) достигается новое качество - совокупность физико-химических характеристик и свойств нового кислотного состава, обеспечивающих достижение технического результата изобретения.

В лабораторных условиях кислотный состав для химической обработки и разглинизации ПЗП в объеме 100 см³ готовят следующим образом. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество компонентов: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты - 91 г (91 мас. %), добавку - 7 г (7 мас. %), ингибитор коррозии - 2 г (2 мас. %). Состав для химической обработки и разглинизации ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин^-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Оптимальное количество компонентов и их соотношение в составе для химической обработки и разглинизации ПЗП установлено опытным путем и представлено в табл. 1, в которой приведены 13 рецептур предлагаемого состава. Остальные составы для химической обработки и разглинизации ПЗП по табл.1 готовят аналогично.

В лабораторных условиях проведены опыты с предлагаемым составом и составом по наиболее близкому аналогу (тесты на растворимость и диспергируемость керновых материалов и полимерглинистой буровой корки с баритом) по следующей методике: в стеклянный химический стакан с предварительно взвешенным мелкоизмельченным керновым материалом приливали предлагаемый состав в объеме 50 см³. Стеклянный химический стакан помещали в вытяжной шкаф с постоянной температурой (24°С). По истечении контрольного времени (для определения растворяющей способности кернового материала (карбонат) - 40 мин, для определения растворяющей способности кернового материала (терриген) - 6 ч) содержимое стеклянного химического стакана фильтровали через бумажный фильтр, предварительно доведенный до постоянной массы. После чего оставшийся керновый материал на бумажном фильтре сушили до постоянной массы. Растворимость кернового материала (Р), мас. %, рассчитывали по формуле:

где m_нач - масса кернового материала до обработки, г; m₁ - масса кернового материала после обработки, г.

Межфазное натяжение «нефть-состав» измеряли по известной методике (метод объема капель) с помощью сталагмометра (марка СТ-1).

Аналогично проводили опыты с составом по наиболее близкому аналогу.

Основные характеристики состава для химической обработки и разглинизации ПЗП и солянокислотного состава для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта по наиболее близкому аналогу приведены в табл. 3.

Приведенные в табл. 3 данные свидетельствуют о том, что предлагаемый состав по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу обладает большей физико-химической активностью по отношению как к карбонатным минералам коллектора, так и терригенным песчаноглинистым минералам (растворяющей и диспергирующей способностью), без видимого вторичного осадкообразования, большей растворяющей (диспергирующей) способностью полимерглинистой буровой корки с баритом при нормальных условиях (р_атм=101325 Па, Т_возд=24°С).

Предлагаемая дозировка добавки положительно влияет на степень снижения межфазного натяжения состава на границе с нефтью, которая составляет от 0,10 до 0,19 мН/м. У состава по наиболее близкому аналогу в 2-3 раза выше - 0,29-0,38 мН/м.

Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов предлагаемого состава в указанных установленных пределах. Увеличение концентрации компонентов в данном составе более установленного оптимального предела приводит лишь к стабилизации физико-химических параметров, а экономические затраты увеличиваются. Так, например, увеличение содержания 36%-ного водного раствора соляной синтетической кислоты более 94 мас. % (опыты №№19-21) не приводит к улучшению физико-химических растворяющих свойств состава.

В опытах №№26, 27 содержание добавки повышено более 7 мас. %, при этом устанавливается стабилизация физико-химической активности состава на одном уровне. То же самое происходит в опытах №№31, 32 и 36, 37 при увеличении содержания ингибиторов коррозии более 2,0 мас. %.

При уменьшении содержания компонентов в составах ниже указанных пределов наблюдается ухудшение физико-химических свойств, особенно растворяющих и диспергирующих параметров. Например, в опытах №№14, 15 (при концентрации 36%-ного водного раствора соляной синтетической кислоты менее 91 мас. %) ухудшаются растворяющие свойства состава. Так, в опытах №№21, 22 при снижении концентрации добавки менее 5 мас. % снижается физико-химическая активность состава по растворению и диспергированию породы и кольматантов, увеличивается межфазное натяжение. Например, в опытах №№28 и 33 (при концентрации ингибиторов коррозии менее 1,0 мас. %) повышаются скорость коррозии и вероятность начала выпадения осадков.

Снижение количества компонентов в предлагаемом составе более чем в 2 раза выгодно отличает его от наиболее близкого аналога, т.к. повышается технологичность приготовления (снижаются логистические затраты и сокращается время перемешивания).

За счет увеличения физико-химической активности, снижения межфазного натяжения, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков и облегченного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения (положительное воздействие спиртов и добавок, снижение межфазного натяжения) решены технические задачи - создан малокомпонентный и многоцелевой кислотный состав для химической обработки и разглинизации ПЗП (с высокой активностью по отношению не только к буровой корке с баритом, но и минералам и компонентам как терригенных, так и карбонатных коллекторов) с улучшенными технологическими свойствами по времени приготовления.

Предлагаемый состав при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению объемов добычи углеводородов (увеличения эффективности и результативности операций обработки ПЗП и разглинизации), комплексирования этих операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов.

Данный состав может эффективно применяться во всех известных технологических операциях по химической стимуляции продуктивности скважин и пластов для увеличения производительности нефтегазодобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений, и залежей, как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах, а также при разглинизации при освоении скважин после буровых работ.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов. Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94; комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7; ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2. 3 табл.

Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что в качестве соляной кислоты используют 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты, в качестве добавки - комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А, в качестве ингибитора коррозии - ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94 комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7 ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2