RU2100587C1

RU2100587C1 - Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Info

Publication number: RU2100587C1
Application number: RU96101722/03A
Authority: RU
Inventors: Т.Г. Валеева; Ю.В. Баранов; Т.Л. Гоголашвили; нова М.М. Хакимз; М.М. Хакимзянова; В.Н. Хлебников; А.И. Ефремов
Original assignee: Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии; Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология"
Priority date: 1996-01-29
Filing date: 1996-01-29
Publication date: 1997-12-27

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано для обработки терригенных коллекторов с карбонатными включениями в призабойной зоне, для освоения скважин. Предлагаемый состав эффективен при следующем соотношении компонентов, мас.%: галоидводородная кислота 8-75, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель остальное. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для кислотной обработки пласта и может быть использовано для обработки терригенных коллекторов с карбонатными включениями в призабойной зоне, для освоения скважин.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий кислотный раствор и стабилизатор осадкообразования (Назаров Р.Р. Саушин А.З. и др. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин. Обзорная информация, ВНИИГазпром, вып. 11, 1989, с.3). Недостатком его является малый ассортимент компонентов состава.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий соляную кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество, ацетон и воду (авт. св. N 1513131, E 21 B 43/27, 1989). Однако известный состав имеет невысокую эффективность при обработке призабойной зоны, обладает высокой скоростью растворения карбонатов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной и плавиковой кислот, водорастворимые алифатические спирты или гликоли или глицерин и щелок черный моносульфитный (патент РФ - 1833459, E 21 B 43/27, 1993).

Недостатками данного состава являются:
недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны из-за высокой скорости растворения карбонатов;
отсутствие эффекта при обработке терригенных коллекторов.

В основу изобретения положена задача создать эффективный состав для комплексной обработки призабойной зоны пласта, сложенной терригенными коллекторами с карбонатными включениями.

Поставленная задача решается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидводородную кислоту и растворитель, дополнительно содержит ингибитор коррозии, фосфоновую кислоту и/или оксиэтилированное неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Галоидводородная кислота 8-75
Ингибитор коррозии 0,5-2,0
Фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0
Растворитель Остальное
В качестве галоидводородной кислоты используют соляную кислоту по ТУ 6-01-714-77, или в смеси с плавиковой кислотой по ТУ 48-5-184-78, ГОСТ 2567-73, или смесь этих кислот по ТУ 6-01-14-78-88.

Соляная и плавиковая кислоты растворяют и диспергируют карбонатные и глинистые составляющие породы пласта.

В качестве ингибитора коррозии используют ингибиторы: КИ-1 катионное поверхностно-активное вещество, действующим началом которого является катапин продукт взаимодействия хлорметильных производных ароматических углеводородов с пиридином (ТУ 6-01-4689387-34-90); СНПХ-6501 раствор кубового остатка производства n-фенетидина в спирто-альдегидной фракции со стадии очистки этанола (ТУ 39-05765670-ОП-216-95); СНПХ-6502 раствор кубового остатка производства сантохина (6-этокси-2,2,4-триметил-1,2-дигидрохинолина) в спиртовом растворителе (ТУ 39-05765670-ОП-216-95).

Введение ингибитора коррозии позволяет предотвратить вредное воздействие кислот на нефтепромысловое оборудование.

В качестве фосфоновой кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 6-09-5065-82, ТУ 6-09-5283-86, оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81.

Введение НТФ или ОЭДФ позволяет избежать загрязнения пласта вторичными осадками, образующимися в ходе обработки призабойной зоны.

В качестве неионогенных оксиэтилированных ПАВ используют:
оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена - неонолы АФ 9-6, АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91;
оксифос Б по ТУ 6-02-1177-79;
фосфенокс Н-12 фторорганическое ПАВ по ТУ 6-00-5763445-13-89.

Введение неионогенного оксиэтилированного ПАВ позволяет:
снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой;
отмыть и диспергировать асфальтосмолопарафиновый отложения, образующиеся в ходе эксплуатации пласта;
способствовать диспергированию глинистых компонентов в составе;
исключить вероятность образования нефтекислотных эмульсий.

В качестве растворителя используют:
водорастворимые спирты, такие как метанол по ГОСТ 2222-78, этанол по ГОСТ 18300-87;
спиртосодержащие отходы производств, например, спиртовую (этанольную) фракцию; метанольную фракцию по СТП 145-95; спиртово-альдегидную фракцию);
ацетон по ГОСТ 2603-79.

Введение в состав растворителя способствует гомогенизации и стабилизации состава, а также удалению спирторастворимых асфальтенов, смол и привнесенных в скважину химических продуктов.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно комплексно воздействовать на призабойную зону пласта, сложенного терригенными коллекторами с карбонатными включениями, обводненного пресной или минерализованной водой, с небольшим содержанием остаточной нефти.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта не известно, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Состав может быть приготовлен в условиях промышленного предприятия или на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов.

Для доказательства соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" приводятся конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны с использованием предлагаемого и известного составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта.

Скорость растворения мрамора определяют по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М. Недра, 1985, с.55. Площадь кубика мрамора равна S 9± 0,5 см². Расчет производят по формуле:

где m масса кубика до опыта, г
m₁ масса кубика после опыта, г
t время реакции, ч.

Результаты исследований приведены в табл. 1.

Составы готовят следующим образом.

Пример 1. В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, поочередно добавляют 8 г соляной кислоты 25%-ной концентрации, 1,0 г ингибитора коррозии КИ-1, 0,5 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты и 90,5 г растворителя отхода производства этилового спирта спиртовой фракции. Каждый последующий компонент добавляют только после тщательного перемешивания предыдущего компонента. Скорость растворения мрамора 433,4 г/м²•ч (см. табл. 1, пример 1).

Пример 2 осуществляют аналогичным образом, варьируя компоненты и их содержание. Аналогично готовят составы (см. табл. 1, примеры 2, 5, 6, 9, 10, 24-27, 34, 35, 38).

Пример 3. В четырехгорлую колбу с мешалкой, капельной воронкой и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, поочередно наливают 30 г 25% -ной соляной кислоты, затем при перемешивании добавляют 1,5 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 1,0 г ОЭДФ, 0,5 г неонола АФ9-6, и 67,0 г спиртово-альдегидной фракции. Смесь тщательно перемешивают.

Примеры 4, 7, 8, 11 23, 28 33, 36, 37, 39 выполняют аналогично примеру 3, варьируя компоненты и их содержание.

Пример 11. В четырехгорлую колбу с мешалкой, капельной воронкой и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, помещают 8 г соляной кислоты 25% -ной концентрации, добавляют при перемешивании 0,5 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 0,5 г фосфенокса и 91,0 г метанола. Смесь тщательно перемешивают.

Примеры 28, 30, 32, 33 выполняют аналогично примеру 11, изменяя качественно и количественно состав компонентов.

Примеры 40 43 (прототип).

К 22,5 г щелока прибавляют 7,5 г метанола и перемешивают в течение 1 мин. Затем при постоянном перемешивании прибавляют 61,5 г соляной кислоты 25% -ной концентрации и 7,5 г плавиковой кислоты 5%-ной концентрации и перемешивают в течение 1 мин до получения гомогенного состава. Полученный состав охлаждают до 20^oC и подвергают испытаниям. При воздействии состава на кубик мрамора скорость его растворения 1177,3 г/м²•ч (см. табл. 1, пример 40).

Как видно из данных, приведенных в табл. 1, предлагаемый состав обладает более низкой скоростью растворения в отношении карбонатов, скорость растворения понижается с 1174,3 2067,1 г/м²•ч до 131,4 674,5 г/м²•ч.

Данные по скорости растворения кубиков из терригенной породы приведены в табл. 1, примеры 29, 35, 36.

По методике, приведенной выше, определяют стабильность состава по отношению к выпадению хлорного железа в виде гидроокиси. В предлагаемых кислотных составах образцы мрамора оставались чистыми.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик пласта при использовании предлагаемого и известного составов проводят на насыпных линейных моделях длиной 4 см и диаметром 1,6 см, заполненных кварцевым песком в чистом виде и с добавлением измельченного экстрагированного керна из карбонатного продуктивного горизонта. В начале модель насыщают водой, затем испытываемым составом. В другом варианте перед закачкой испытываемого состава проводят вытеснение воды нефтью. Затем вытесняют состав до установившегося фиксированного значения сопротивления пористой среды. Рассчитывают величину фильтрационного сопротивления среды до и после ввода состава по формуле

,
где К_1в(н) и К_2в(н) проницаемость пористой среды по воде или нефти до и после воздействия на пласт, мкм².

Результаты исследований приведены в табл. 2.

Для испытаний эффективности в модель пласта заканчивают предлагаемый состав под номером 6 (см. табл. 1). Пористой средой служит образец из карбонатной породы. Фильтрационное сопротивление уменьшается на 100% (см. табл. 2, опыт 3).

В табл. 2 приведены данные по изменению фильтрационного сопротивления пласта с использованием предлагаемого состава с содержанием различных компонентов и известного состава.

Приведенные в табл. 2 данные свидетельствуют о том, что использование предлагаемого состава позволяет проводить глубокую кислотную обработку призабойной зоны пласта, сложенного как карбонатными породами, так и терригенными.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
уменьшает скорость растворения породы, слагающей призабойную зону пласта;
уменьшается фильтрационное сопротивление пористой среды призабойной зоны пласта;
утилизируются крупнотоннажные отходы производства;
улучшаются технологические характеристики операции по ОПЗ за счет применения состава комплексного действия.

Claims

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидводородную кислоту и растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ингибитор коррозии, фосфоновую кислоту и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Галоидводородная кислота 8 75
Ингибитор коррозии 0,5 2,0
Фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5 2,0
Растворитель Остальноео