Состав для обработки призабойной зоны пласта Советский патент 1985 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, и предназначается для использования при проведении кислотных обработок скважин, продуктивные пласты которых сложены в основном карб натными коллекторами. Целью изобретения является замедление скорости реакции состава с породой при одновременном повышении фильтруемости состава в .условиях низкопроницаемых коллекторов с асфальто-смолопарафиновыми. отложения. Благодаря тому, что состав содержит предлагаемые компоненты в указанном соотношении, обеспечивается его стабильность как во вре мя приготовления, так и при его ис пользовании. Введение в смесь соляной и уксусной кислот, жидких продуктов пиролиза приводит к снижению межфазного поверхностного на тяжения между составом и нефтью, ч в промысловых условиях способствует хорошей фильтруемости состава в нефтенасыщеннзпо часть продуктивного пласта, которая в большинстве случаев является менее проницаемой чем водонасыщенная. Кроме породы, состав растворяет асфальто-смолопа финовые отложения. Благодаря соотношению ингредиен тов в предлагаемом Составе появляе ся возможность регулировать скорос реакции состава с породой. Уксусна кислота в предлагаемом составе является связующим звеном между ж кими продуктами пиролиза и соляной кислотой. И изменение концентрации уксусной кислоты влияет на 72 высвобождение или связьгаание соляной кислоты, содержание которой на скорость реакции. При приготовлении состава для обработки призабойной зоны пласта были использованы следующие вещества: 20%-ная соляная кислота (ТУ.6-01-714-77); 98%-ная уксусная кислота (ГОСТ 61-75)j жидкие продукты пиролиза (ТУ 38-10285-77), представляющие собой смесь конденсатов углеводородов С с и вьше, получаемых на этиленовых установках при пиролизе углеводородных газов, бензинов и их смесей, жидкость темно-коричневого цвета со специфическим запахом, удельный вес 0,859 г/см, начало кипения , температура застывания - . Состав готовили следующим образом. Сначала в делительную воронку вводили 70 МП жидких продуктов пиролиза, затем туда же приливали 10 10 МП 98%-ной уксусной кислоты и 20 мл 20%-ной соляной кислоты.Содержимое воронки тщательно перемешивали ручной мешалкой в течение 5 мин, ползучая предлагаемый состав. Сначала в лабораторных условиях определяли .фазовую устойчивость данного состава. Эти испытания были необходимы потому, что при смешении трех ингредиентов: соляной кислоты, уксусной кислоты и жидких продуктов пиролиза, входящих в предлагаемый состав, фазовая устойчивость у состава проявляется не всегда, а лишь при определенных соотношениях ингредиентов. При других значениях ингредиентов в . составе образуется осадок. В табл. 1 представлена фазовая устойчивость данного состава. }Т а б л и ц а 1

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, содержащий водные растворы соляной и уксусной кислот, отличающийся тем, что, с целью замедления скорости реакции состава с породой при одновременном повьпнении фильтруемости состава в условиях низкопроницаемых коллекторов с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, он дополнительно содержит жидкие продукты пиролиза-смесь .конденсатов углеводородов Си выше при следующем соотношении ингредиентов, аб.%: Соляная кислота

70Остальноеж-ж (эмульсия) 60 То жеж-тв (осадок) 59 - -ж-тв (осадок) 67 - -ж-ж (эмульсия) Неустойчивая 1 мин 5 мин 3 сут Данные, приведенные в табл. 1, показывают, что состав, содержащий следующие ингредиенты, об,%: Соляная кислота (20%-нал) 4-20 Уксусная кислота (98%-ная)9-67 Жидкие продукты пиролизаОстальноеобладает фазовой устойчивостью, т.е является однородным по составу с вы сокой степенью устойчивости во времени (более 7 сут.). Указанные значения ингредиентов граничные,так как увеличение их значений, например, в большую сторону (см. опыты № 1-3,.табл. 1) приводит к образованию состава с неустойчивым фазовы состоянием и к появлению осадка, и использование такого состава в промысловых условиях может привести к закупориваниюПОР нефтяного пласт состав.содержащий ингредиенты меньше указанных минимальных значений, очень слабо растворяет породы ввиду малого содержания кислот и поэтому обработки таким составом неэффектив ны. Далее в лабораторных условиях по межфазному поверхностному натяжению судили о фильтруемости данного состава. Исследования по межфазноПродо.ггжение табл 1 . му поверхностному натяжению проводились на границах нефть - вода, состав - вода и смесь состава с нефтью вода. В качестве данного состава использовали состав, содержащий, об.%: Соляная кислота (20%-ная)20 Уксусная кислота (98%-ная)10 Жидкие продукты пиролиза Остальное При исследовании использовали прибор - сталагмометр, состояний из капилляра, соединенного со стеклянным шприцом объемом 1 мп, микрометра, электродвигателя ДСД-2-Л1 и стаканчика на 50 мп для испытуемой жидкости. Исследования проводили при комнатной температуре (20°С) следующим образом. На шприц, заполненный нефтью, насаживали изогнутый капилляр и опускали его в стаканчик, в которьй предварительно наливали 50 мл дистиллированной воды. Затем включили электродвигатель и с помощью микрометра через поршень медленно вьщавливали из шприца нефть, которая формировалась на торце капилляра в виде капли и в определенный момент времени отрывалась от капилляра. Далее замеряли число делений лимба микрометра между двумя соседними отрьгоами капли от капилляра. Причем такое измерение производили не менее 20 раз. После этого вычисляли среднюю величину межфаз ного поверхностного натяжения на нице нефть-вода по формуле ЧЬЬ); межфазное поверхностн натяжение; постоянная капилляра плотность воды и нефт средней значение числ делений лимба микроме при образовании одной капли нефти. Определение межфйзного поверхн кого натяжения на границах других растворов проводилось аналогично Для получения сравнительных ре зультатов проводили .определение м фазного поверхностного натяжения на границе известного состава с нефтью. Данные о межфазном поверхностн натяжении на границах нефть - вод данный состав - вода, смесь дан состава с нефтью - вода, а также границе известный состав - нефть ведены в табл, 2. Таблица Смеси данного состава с нефтью С водой при соотношении данный состав: нефть,% Продолжение табл 2, Данньм состав Нефть , Известный (прототип) О С нефтью О Данный состав Известный (прототип) Исходя из данньпс, приведенных в табл, 2, можно сделать следующие выводы. Поскольку поверхностное натяжение между составом и нефтью равно О, при закачке последнего в скважину он проникает в нефтенасыщенньш пласт, так как поверхностное натяжение его на границе с водой достаточно велико (43,18 мН/м) в отличие от известного состава, у которого поверхностное натяжение с водой равно О, а с нефтью достаточно велико (30 мН/м). В ходе лабораторных испытаний также определяли регулирование скорости взаимодействия состава с породой в зависимости от изменения соотношения компонентов, Методика измерения скорости реак ции заключалась в следующем. В делительную воронку на 250 мл вводили рассчитанные количества компонентов состава так, чтобы общий объем его равнялся 50 мл. Затем приливали 50 мл воды и вносили образец мрамора. Причем отношение площади образца мрамора к объему водной фазы сохранялось постоянным и составляло 4,3 мп/см, После этого через определенные промежутки времени из делительной воронки посредством крана отбирались пробы водной фазы (1 мп) для анализа на остаточную кислотность. Кислотность определяли титрованием 0,5 н, раствором едкого натра с индикатором фенолфталеином. Полученные данные для трех составов с переменным содержанием компонентов представлены в табл, 3, 110 20 215 35 320 10 420 5 Примечание: Состав в опыте № рез 24 ч. Данные, приведенные в табл. 3, показывают, что данным составом можно регулировать скорость реакции от 2 (опыт № 3,табл. 3) до 7 и более часов ( опыт № 1 и 2, табл. 3). Известный состав по сравнению с данным обладает большей (0,5 ч) и нерегулируемой скоростью взаимодействия с породой пласта. Далее в лабораторных условиях определяли растворяющую способность данного состава по отношению к асфал то-смолопарафиновым отложениям (АСП Исследования проводили следуннцим образомс Брали нефтенасыщенный карбонатный керн цилиндрической формы дийметром 2,5 см и высотой 4 см. Сначала на установке для исследования проницаемости керна yHIIK-IM определяли первоначальную проницаемость исследуемого керна, котора была равна 10,4 мД. Затем через указанный керн прокачивали 50 мп насыщенного раствора асфальто-смолопарафиновых отложений в нефти и вновь замеряли проницаемость керна., которая с 10,4 снизилась до 2,9 мД.

Таблица 3 Для данного состава Осталь-72,2 60,9 53,7 50,4 40,4 33,5 25,0 16,2 8,1 1,1 То же 79,6 70,1 66,8 65,8 58,3 53,7 47,0 40,1 32,2 24,9 32,7 17,3 10,8 6,1 0,8 О - Для известного состава - 50 О 2 полностью нейтрализовался чеДалее через керн закольматированный асфальто-смолопарафиновыми отложениями, прокачивали 50 мп данного состава, содержащего 20 об.% НС 1, 10 об.% СН СООН и 70 об,% жидких продуктов пиролиза (ЖПП). После этого определяли проницаемость керна, которая стала равна 10,7 мД. Таким образом, после прокачивания через керн данного состава проницаемость керна не только восстановилась, но и превычила первоначальную. По-видимому, это произошло потому, что данный состав растворил полностью все асфальто-смолопарафиновые отложения, которые находились первоначально в керне, и те, которые быпи npHBHerсены в керн во время опыта. Для упрощения опытов в дальней1цих исследованиях определяли растворимость только одного парафина в данном составе следующим образом. Данный состав насыщали парафином при 120 С и затем рефрактометрическим методом определяли растворимость парафина в составе. Данные о растворимости парафина в данном составе приведены в табл.4.

15,7

15 10

Остальное 16,2

То же

0 40

14,9 14,1

Как следует из табл. 4, данный состав xopomq растворяет парафин (13,2-16,2%), что соответствует известным составам на углеводородной основе для удаления АСПО, например таким как. СНПХ 7р-2 и СНПХ 7Р-1 (14-17%).

Экономический эффект по отрасли . при этом составляет порядка 50 мин.руб. в год.