СОСТАВ ДЛЯ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ЗАМЕДЛЕННОГО ДЕЙСТВИЯ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для интенсификации добычи нефти и увеличения проницаемости нефтенасыщенных пород вблизи забоя скважин путём создания высокопроницаемых капиллярных каналов для фильтрации пластовых флюидов.

Известны технические решения (патенты РФ № 2094604, МПК6 E 21 B 43/27 и № 2092684, МПК6 E 21 B 43/27), основанные на использовании солей алюминия в качестве замедлителей скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Недостатком их является недостаточная эффективность.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий соляную кислоту, ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности, например, лигносульфонат, и воду, оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6 (неонол АФ₉-6) или синтамид-5 (патент № 2015314C1, опубл. 09.09.1992).

Недостатком данного состава является сложность рецептуры и связывание лигносульфоната с неонолом АФ₉-6 и синтамидом-5, что не способствует глубокому проникновению в пласт и снижению скорости химической реакции кислоты и карбонатных пород.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку углеводородного растворителя, закачку кислотной композиции, содержащей галоидоводородную кислоту, органическую кислоту, анионоактивные, неионогенные и катионоактивные поверхностно-активные вещества, продавку кислотной композиции в глубину пласта продавочной жидкостью, осуществление технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (пат. РФ № 2576252C2, опубл. 29.01.2014).

Недостатком его является недостаточная эффективность, связанная с малой глубиной проникновения кислотного состава в пласт из-за высокой скорости реакции с карбонатной породой.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий, мас.%: соляная кислота 7,0-20,0; флотореагент Т-66, или ацетон, или флотореагент - оксаль Т-80 25,0-38,0; лигносульфонат 2,5-20,0; вода – остальное (пат. РФ № RU2065951C1, опубл. 1996.08.27).

Однако, этот состав может образовывать с некоторыми нефтями вязкие эмульсии, что затрудняет его использование для обработки добывающих скважин.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин для лучшего извлечения нефти за счёт повышения проницаемости карбонатных коллекторов вблизи забоя скважин.

Увеличение эффективности кислотной обработки скважин достигается за счёт регулирования скорости химической реакции соляной кислоты и карбонатных веществ пласта-коллектора и, как следствие, увеличения глубины проникновения кислотного раствора в призабойную зону с образованием протяжённых каналов высокой проницаемости.

Высокая скорость химической реакции и низкая проницаемость коллекторов ограничивает силу и максимальную концентрацию применяемых кислот. Для уменьшения скорости реакции с породой применяют слабые кислоты или растворы с низкой концентрацией кислоты. Однако это не всегда приводит к повышению эффективности кислотной обработки. Одно из решений данной проблемы – добавление в солянокислотные растворы лигносульфонатов.

Для достижения описанного технологического эффекта в кислотный состав добавляется вещество загуститель, стабилизатор скорости реакции. Состав для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах замедленного действия содержит, мас.%: соляная кислота 12-18; хлорид натрия 6,0-10,0; лигносульфонат натрия технический 2,5-5,0; Нефтенол-ВКС 2,0-5,0; Нефтенол-ГФ 1,0-3,5; дополнительно оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) 2,0-3,5; вода - остальное.

Нефтенол-ВКС предназначен для использования в качестве технического поверхностно-активного вещества широкого спектра применения для процессов интенсификации добычи нефти в нефтедобывающей промышеленности. Внешний вид – вязкая жидкость от серого до коричневого цвета. Выпускается по ТУ 2483-048-17197708-99.

Гидрофобизатор Нефтенол-ГФ представляет собой раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензохлорида. Применяется в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой твёрдых поверхностей породы (водооталкивание) при обработке призабойных зон и глушении скважин. Внешний вид – жидкость от жёлтого до темно-коричневого цвета. Выпускается по ТУ 2484-035-17197708-97.

Применение загущающих добавок в составах для кислотной обработки призабойной зоны скважин решает несколько задач. Замедление скорости реакции вследствие применения загущающих добавок в кислотных составах позволяет составу проникать глубже в пласт с меньшей потерей кислотной ёмкости. Повышенная вязкость состава приводит к увеличению степени охвата призабойной зоны кислотной обработкой. При высокой концентрации загущающих добавок в составах может быть реализована селективная изоляция высокопроницаемых областей пласта, что способствует образованию новых высокопроницаемых каналов.

Лигносульфонат натрия технический осаждается в порах и поровых каналах породы, образует слой, замедляющий реакцию породы с кислотой. Таким образом, достигается оптимальная скорость реакции. Оптимальная скорость реакции позволяет кислоте проникать в пласт глубже, что положительно сказывается на повышении проницаемости призабойной зоны пласта.

Заявляемый состав для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах замедленного действия включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие (мас. %):

- соляная кислота 12-18, выпускаемая по ГОСТ 3118-77,

- хлорид натрия 6,0-10,0, выпускаемый по ГОСТ 4233-77;

- лигносульфонат натрия технический (ЛСТ) 2,5-5,0, выпускаемый по ТУ 2455-055-58901825-2008;

- Нефтенол-ВКС 2,0-5,0, выпускаемый по ТУ 2483-048-17197708-99;

- Нефтенол-ГФ 1,0-3,5, выпускаемый по ТУ 2484-035-17197708-97;

- ОЭДФ 2,0-3,5, выпускаемая по ТУ 2439-363-05763441-2002;

- вода - остальное.

Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов.

Эффективность состава достигается за счет комплексного действия. Замедление скорости реакции вследствие применения загущающих добавок в кислотных составах позволяет составу проникать глубже в пласт с меньшей потерей кислотной ёмкости. Повышенная вязкость составов приводит к увеличению степени охвата призабойной зоны кислотной обработкой. При высокой концентрации загущающих добавок в составах может быть реализована селективная изоляция высокопроницаемых областей пласта, что способствует образованию новых высокопроницаемых каналов.

Состав для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах замедленного действия поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - Образец керна 4а до и после обработки раствором HCl 15 %;

фиг. 2 - Образец 6а. Образовавшиеся червоточины при закачке HCl 15% + ЛСТ 2,5%;

фиг. 3 - Образец 8а. Образовавшиеся червоточины при закачке HCl 15% + ЛСТ 2,5%;

фиг. 4 - Проницаемость по нефти до и после солянокислотной обработки составом по предлагаемому изобретению.

Результаты фильтрационных испытаний кислотных составов представлены в табл. 1.

Были отобраны 3 образца, представленные карбонатными коллекторами с сопоставимыми фильтрационно-ёмкостными свойствами. Образцы отобраны с одного интервала скважины в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Фильтрационные исследования проводились на установке постоянного расхода УИК-5(7). Для снижения вероятности забивания подводящих трубок и коррозии оборудования нефть и кислотные растворы подавались через разделительные ёмкости. Горное давление поддерживалось на уровне 40 МПа, пластовое давление при определении проницаемости - 20 МПа.

После измерения геометрических размеров, массы, определения открытой пористости и абсолютной проницаемости по газу образцы насыщались неполярным керосином, который в дальнейшем замещался нефтью, для последующего определения относительной фазовой проницаемости образцов по нефти до кислотного воздействия. Далее закачивался кислотный состав в направлении обратном направлению фильтрации нефти. Закачка кислотного состава продолжалась до порыва кислоты на выходе из образца и резкого падения давления на входе. Регистрировался объём прокаченного раствора до образования сквозного канала высокой проницаемости с учётом мертвого объёма трубок. Регистрировалось давление, при котором происходил прорыв кислоты.

После образования канала высокой проницаемости подача кислотного состава останавливалась, закрывались краны на входе и выходе из кернодержателя, производилась кислотная выдержка в течение трёх часов. Далее определялась проницаемость по нефти в том же направлении фильтрации, как и при определении проницаемости до кислотной обработки. Скорость фильтрации при определении проницаемости составляла 0,5 см³/мин.

На образце 4а моделировалась солянокислотная обработка (СКО) путём закачки водного раствора соляной кислоты HCl 15% концентрации без загущающих добавок. Кислотный раствор прорвался после закачки объёма 1,40 V/Vпор, при давлении 0,63 МПа. После прорыва и трёхчасовой кислотной выдержки проницаемость образца увеличилась в 1,64 раза, масса образца уменьшилась на 1,2503 г. Образец стал более хрупким, видимых каналов растворения на торцах образца не было обнаружено (фиг. 1). Данный результат принят как базовый.

С целью исследования влияния загущающих добавок на эффективность солянокислотной обработки карбонатных коллекторов был проведён опыт аналогичный предыдущему с использованием состава содержащего соляную кислоту, хлорид натрия, лигносульфонат натрия технический, Нефтенол-ВКС, Нефтенол-ГФ, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду в следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 15 хлорид натрия 7 лигносульфонат натрия технический 3 Нефтенол-ВКС 3 Нефтенол-ГФ 2 ОЭДФ 2 вода 68

Лигносульфонат натрия технический выполняет роль загущающей и ингибирующей добавки, снижающей скорость химической реакции кислоты с карбонатной породой. Содержание соляной кислоты такое же, как в базовом опыте. Планируется за счёт снижения скорости реакции увеличить время образования сквозного канала в образце, подать относительно больший объём кислотного состава при постоянной скорости фильтрации, тем самым сформировать канал высокой проницаемости.

В данном опыте состав прорвался после закачки объёма 3,50 V/Vпор кислотного раствора при перепаде давления 1,15 МПа. После прорыва и кислотной выдержки в течение трёх часов проницаемость образца увеличилась в 38,94 раза, масса образца уменьшилась на 0,6834 г. Образец сохранил прочность в отличие от базового, на торцах образца были обнаружены видимые каналы растворения (фиг. 2).

Для подтверждения результатов, полученных при закачке кислотного раствора с добавлением ЛСТ был проведён третий опыт с образцом 8а, дублирующий предыдущий. В данном опыте состав прорвался после закачки объёма 3,57 V/Vпор, при давлении 1,01 МПа. После прорыва и кислотной выдержки в течение трёх часов проницаемость образца увеличилась в 20,76 раза, масса образца уменьшилась на 0,93 г. Образец сохранил прочность в отличие от базового, на торцах образца были обнаружены видимые каналы растворения (фиг.3).

Данные, полученные в ходе исследований приведены в таблице 1. Наблюдается значительное увеличение проницаемости образцов при кислотной обработке с применением ЛСТ в качестве загущающей добавки (фиг. 4). Масса растворённой карбонатной породы в опытах с ЛСТ меньше при больших объёмах закачки кислотного раствора, что показывает снижение скорости химической реакции. Перепад давления при прорыве раствора опытах с ЛСТ выше, это объясняется большей динамической вязкостью исследуемых растворов и возможностью частиц ЛСТ закупоривать высокопроницаемые каналы.

При использовании загущающих добавок растворение карбонатной породы происходит в меньшем количестве, что зафиксировано при измерении массы насыщенных нефтью образцов до и после обработки. При этом объём закаченного кислотного раствора более чем в 2 раза превышает объем в сравнении с базовым опытом (табл. 1).

Результаты опытов показывают значительное увеличение проницаемости при использовании растворов с ЛСТ в сравнении с обычным раствором соляной кислоты той же концентрации. Подтверждается снижение скорости химической реакции при фильтрации растворов сквозь карбонатные образцы. Механизм повышения эффективности СКО состоит в следующем:

1) Мелкодисперсные частицы ЛСТ адсорбируются на поверхности породы и в относительно высокопроницаемых поровых каналах. Тем самым частично блокируют контакт кислоты и карбонатной породы.

2) Увеличенная добавлением ЛСТ вязкость кислотного раствора позволяет изолировать зоны высокой проницаемости и повысить степень охвата призабойной зоны кислотной обработкой.

3) Снижение скорости взаимодействия кислоты с карбонатной породой позволяет сохранить кислотную ёмкость раствора для более глубокого проникновения раствора в пласт и образования каналов высокой проницаемости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, образование протяжённых каналов высокой проницаемости, увеличение охвата породы коллектора кислотным воздействием. Состав для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах замедленного действия содержит, мас.%: соляную кислоту 12-18; хлорид натрия 6,0-10,0; лигносульфонат натрия технический 2,5-5,0; поверхностно-активное вещество для процессов интенсификации добычи нефти Нефтенол-ВКС 2,0-5,0; раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензохлорида - гидрофобизатор Нефтенол-ГФ 1,0-3,5; оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,0-3,5; воду - остальное. 4 ил., 1 табл.

Состав для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах замедленного действия, содержащий соляную кислоту, хлорид натрия, лигносульфонат натрия технический, Нефтенол-ВКС, Нефтенол-ГФ, оксиэтилидендифосфоновую кислоту ОЭДФ и воду, в следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 12-18 хлорид натрия 6,0-10,0 лигносульфонат натрия технический 2,5-5,0 Нефтенол-ВКС 2,0-5,0 Нефтенол-ГФ 1,0-3,5 ОЭДФ 2,0-3,5 вода остальное