состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты)

Формула изобретения

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, отличающийся тем, что дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации и деэмульгатор водорастворимый, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	20-35
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор соляной кислоты
20-28%-ной концентрации	остальное

2. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, отличающийся тем, что дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водорастворимое поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют неонол АФ _9-12 или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
неонол АФ9-12 или МЛ-81, или МЛ-81 Б, или ФЛЭК-ДГ-002	0,5-2
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор соляной кислоты
20-28%-ной концентрации	остальное

3. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, отличающийся тем, что дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор фтористоводородной кислоты
70%-ной концентрации	6-10
водный раствор соляной кислоты
20-28%-ной концентрации	остальное

4. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, отличающийся тем, что дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида или водный раствор модифицированного крахмала, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или
водный раствор модифицированного крахмала
3-5%-ной концентрации	3-10
водный раствор соляной кислоты
20-28%-ной концентрации	остальное

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в призабойной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также может быть использовано в качестве технологической жидкости при перфорации обсадной колонны и гидроразрыве пластов.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты (см. патент РФ №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.94 г. Бюл. №10). Известный состав обладает в 13,7-32,7 раз более низкой скоростью реакции в отношении карбонатов, снижает фильтрацию в отработанном состоянии, стабилизирует отработанный кислотный раствор в отношении трехвалентного железа, имеет в 2,1-13 раз более высокие значения по вязкости по сравнению с традиционными кислотными составами.

Недостатками известного состава являются:

1. Относительно узкий диапазон изменения скорости реакции растворения карбонатной породы и вязкости состава, что ограничивает область его применения. Для различных геолого-физических условий эксплуатации скважин требуется возможность регулирования скорости растворения карбонатов от обычных (очень высоких) значений (15000-20000 г/м²·ч) до очень малых значений (200-500 г/м²·ч). Это свойство позволяет регулировать темп и глубину обработки продуктивного пласта. То же самое относится и к величинам вязкости. Практика показывает необходимость регулирования этого показателя от вязкости практически чистой кислоты (в пределах 1-5 мПа·с) до высоковязких композиций (с вязкостью до несколько тысяч мПа·с). Такой диапазон позволяет регулировать охват кислотным воздействием на пласты практически любого структурного типа, с любой расчлененностью и неоднородностью по проницаемости.

2. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, учитывая очень большое содержание железа в колонне насосно-компрессорных труб, по которой кислотный состав закачивается в пласт. Кроме этого, необходимо учитывать, что кислота дополнительно насыщается ионами железа при реакциях с породой пластов. Как следствие, образующийся дисперсный гидроксид железа выпадает в поровом пространстве пластов и закупоривает фильтрационные каналы. Нейтрализующая способность лигносульфонатов явно недостаточна для предотвращения этого негативного явления.

3. Не учитывается основной негативный процесс, а именно возможность образования в пласте эмульсий прямого и обратного типов, закупоривающих фильтрационные каналы и поры. Компоненты известного состава и, вообще, практически все кислотные составы в смеси с нефтью, пластовой водой, продуктами реакций, как правило, образуют высоковязкие блокирующие смеси и эмульсии.

4. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки и, как следствие, снижение конечной эффективности обработки. В данном составе предусмотрено снижение фильтрации отработанного состава из трещин в матрицу горной породы, однако этого эффекта недостаточно для полного удаления продуктов реакции. Для этого необходимо обеспечить снижение поверхностного межфазного натяжения на границе «порода-флюид», диспергирование, смачивание и вынос мелкодисперсных частиц и продуктов реакций при промывке и освоении скважин после обработки.

Техническая задача предлагаемого решения заключается в создании универсального, многоцелевого кислотного состава с улучшенными технологическими свойствами за счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции растворения карбонатной породы, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения.

Указанная задача решается известным составом для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащим водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты.

По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации и деэмульгатор водорастворимый, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	20-35
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной
концентрации	остальное

По второму варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водорастворимое поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют неонол АФ_9-12 , или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81 Б, или ФЛЭК-ДГ-002	0,5-2
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной
концентрации	остальное

По третьему варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной
концентрации	6-10
водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной
концентрации	остальное

По четвертому варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида или водный раствор модифицированного крахмала, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

технические лигносульфонаты	0,5-1
изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов	3-5
уксусная кислота 80%-ной концентрации	3-5
деэмульгатор водорастворимый	2-4
водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или
водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной
концентрации	3-10
водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной
концентрации	остальное

Принципиальное отличие предлагаемого состава заключается в присутствии в рецептурах нетрадиционного компонента: деэмульгатора водорастворимого в сочетании с известными ингредиентами - соляной кислотой, уксусной кислотой, фтористоводородной кислотой, водорастворимыми спиртами, водорастворимыми ПАВами. При этом уксусная кислота выполняет нетрадиционную функцию нейтрализатора ионов железа, предотвращая тем самым ряд негативных процессов осаждения веществ в порах и кольматацию пласта.

Увеличение диапазона регулируемых технологических свойств и области применения состава по первому варианту достигается введением в основной компонент (соляную кислоту) нового набора ингредиентов при соответствующем их количественном соотношении. Это придает данному составу новое свойство - возможность регулирования скорости реакции с карбонатами в диапазоне необходимых низких значений этого параметра, в частности данный состав обладает в 30-100 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с традиционными составами - водным раствором соляной кислоты, а также композициями данного раствора со спиртами и ПАВами.

В основе этого эффекта лежит способность компонентов лигносульфонатов технических (соли лигносульфоновых кислот, моносульфитный щелок, сахара, остатки целлюлозы, другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой. Кубовые остатки бутиловых спиртов и изопропиловый спирт усиливают эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы.

Состав по второму варианту позволяет регулировать скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение, при этом замедляя скорость реакции от 2 до 6 раз, увеличивая динамическую вязкость в 2-4 раза, снижая поверхностное натяжение в 2-3 раза (по сравнению с традиционными известными составами).

Состав по третьему варианту обеспечивает обработку как карбонатных пород с увеличенным содержанием глинистых компонентов, так и терригенных песчаников, полимиктовых пород-коллекторов, что значительно расширяет область использования состава.

Состав по четвертому варианту обеспечивает увеличение диапазона регулирования вязкости от 50 до несколько тысяч мПа·с при различных скоростях сдвига, при одновременном снижении скорости реакции в 6-15 раз по сравнению с известным составом. Этот технический эффект значительно расширяет область применения состава как в технологическом плане: повышается эффективность таких операций, как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта и ряда других операций, так и в плане геолого-физических условий: от порово-трещиноватых до кавернозно-трещиноватых пород.

Анализ научно-технической и патентной литературы не позволил выявить идентичную совокупность существенных признаков, решающих аналогичную техническую задачу. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Примеры приготовления составов.

Пример 1. Концентрированную соляную кислоту разбавляли пресной водой до 20-28%-ной концентрации по объему. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке прибавляли кубовые остатки бутилового спирта или изопропиловый спирт, деэмульгатор водорастворимый, уксусную кислоту 80%-ной концентрации. Перемешивали компоненты в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводили приготовленный раствор соляной кислоты и перемешивали в течение 1 минуты до получения однородного состава.

Пример 2. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем неонол АФ _9-12, или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002, затем деэмульгатор водорастворимый, затем водный раствор уксусной кислоты 80%-ной концентрации. Перемешивали в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали в течение 1 мин до получения однородного состава.

Пример 3. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем при перемешивании прибавляли деэмульгатор водорастворимый, водный раствор уксусной кислоты 80%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин до получения однородного состава.

Пример 4. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем при перемешивании прибавляли деэмульгатор водорастворимый, уксусную кислоту 80%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин до получения однородного состава. При перемешивании дозировали водный раствор полимера (полиакриламида или модифицированного крахмала).

Динамическую вязкость состава определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-4 и ротационном Реотест-2.

Скорости реакции состава оценивали массовым методом, при котором кубик мрамора с определенной площадью и массой помещали в испытуемый состав. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения мрамора.

Степень стабилизации состава по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав окислов железа и по замеру объема выпавшего в осадок гидроксида железа.

Межфазную активность и проникающую способность состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта оценивали по величине межфазного натяжения на границе «состав-нефть».

Степень предотвращения образования блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте состава с нефтью оценивали визуально и по величине вязкости продуктов реакции.

Состав и свойства предлагаемого и известного по прототипу составов приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1
№№ опыта	Исследуемый состав
	Спирты водорастворимые		Уксусная к-та (80%)	Деэмульгатор		Водный р-р ПАВ		HF (70%)	Полимер		Технич. лигносульфонаты	Соляная к-та
	Вид	% об.	% об.	Вид	% об.	Вид	% об.	% об.	Вид	% об.	% об.	Конц-я, %	% об.
1	КОБС	3	3	СНПХ	2						20	20	72
2	КОБС	5	4	Реапон	2						25	24	64
3	Спирт изопропиловый	3	5	ДИН	3						30	26	59
4	Спирт изопропиловый	5	3	СНПХ	4						35	28	53
5	Спирт изопропиловый	3	3	РИФ	3	АФ9-12	1				0,5	20	89,5
6	Спирт изопропиловый	4	5	СНПХ	2	МЛ-81	2				1	21	86
7	КОБС	4	4	ДИН	3	МЛ-81Б	1,5				0,5	22	87
8	КОБС	5	3	Реапон	4	ФЛЭК	0,5				1	28	86,5
9	Спирт изопропиловый	5	5	СНПХ	4			6			0,5	28	79,5
10	Спирт изопропиловый	4	4	ДИН	3			7			1	27	81
11	КОБС	3	3	РИФ	2			8			0,7	26	83,3
12	КОБС	3	4	Реапон	2			10			1	25	80
13	КОБС	4	4	ДИН	4				Крахмал 5%	3	0,5	28	84,5
14	Спирт изопропиловый	5	3	РИФ	3				Крахмал 3%	10	0,8	27	78,2
15	КОБС	4	5	Реапон	2				ПАА 5%	10	1	26	78
16	Спирт изопропиловый	3	4	СНПХ	2				ПАА 3%	3	0,5	25	87,5
17	КОБС	5	5	СНПХ	2				ПАА 4%	5	1	24	82
18	Спирт изопропиловый	4	3	Реапон	3				ПАА 5%	8	0,5	23	81,5
19	КОБС	3	4	ДИН	4				Крахмал 4%	5	1	22	83
20	Спирт изопропиловый	5	5	РИФ	2				Крахмал 3%	8	1	20	79
Известный состав по прототипу
21	Метанол	5									10	15	85
22	Глицерин	7,5									20	16,5	72,5
23	Триэтиленгликоль	10									30	18	60
24	Этанол	5									30	18	65

Таблица 2
№ опыта из табл.1	Свойства и параметры кислотного состава
	Вязкость, мПа·с	Скорость растворения, кг/м 2·ч	Объем осадка гидроксида Fe, см3	Межфазное натяжение, мН/м	Вязкость продуктов реакции (с нефтью), мПа·с	Область применения
1	25	0,60	отсутствует	0,9	22	Глубокие СКО карбонатов, кислотный ГРП, кислотная ГПП всех типов карбонатов
2	31	0,55	отсутствует	0,8	21
3	38	0,41	отсутствует	0,7	23
4	45	0,25	отсутствует	0,55	24
5	18	1,10	следы	0,08	18	Все виды кислотных ОПЗ порово-трещиноватых карбонатов
6	20	0,98	отсутствует	0,12	12
7	15	1,20	следы	0,14	16
8	10	1,40	отсутствует	0,10	17
9	17	0,35 *	следы	0,38	23	Все виды кислотных ОПЗ терригенных коллекторов
10	19	0,32 *	следы	0,42	25
11	21	0,36*	следы	0,43	24
12	23	0,41*	следы	0,45	25
13	50-75	1,50	отсутствует	0,71	28	Кислотные направленные ОПЗ, кислотный ГРП, кислотная ГПП, глубокое кислотное воздействие, струйно-кислотная обработка всех типов карбонатов
14	2000-2250	0,70	отсутствует	0,89	24
15	1850-2010	0,72	отсутствует	0,61	29
16	70-110	1,20	отсутствует	0,42	30
17	980-1200	1,10	следы	0,53	31
18	1180-1420	0,98	следы	0,62	28
19	180-310	0.92	следы	0,78	23
20	480-920	0.88	следы	0,58	25
21	75	1,51	небольшой осадок - 0,5	1,29	84	Глубокая кислотная обработка трещиноватых карбонатов
22	143	0,82	то же - 1,1	1,59	62
23	182	0,64	то же - 0,8	1,88	58
24	197	1.25	то же -0,9	1,47	78
* - растворяемый материал - терригенный песчаник, во всех остальных опытах - мрамор

Для приготовления составов и их испытаний были использованы следующие материалы:

нефть девонская, плотностью 859 кг/м ³, вязкостью 14-18 мПас;

лигносульфонаты технические являются отходом при сульфитной варке целлюлозы на ряде целлюлозно-бумажных комбинатов страны и являются побочным продуктом после брожения сахаров в сульфитных щелоках, отгонки спирта, последующего упаривания и нейтрализации гидроокисью натрия или аммиака. Согласно ТУ 13-0281036-05-89, ТУ 13-7308001-453-84 «Щелок черный моносульфитный» продукт представляет собой однородную вязкую жидкость темно-коричневого цвета с небольшой кислотностью;

кислота соляная ингибированная ТУ 2458-017-12966038-2002; ТУ 2122-205-00203312-2000;

неонол АФ_9-12 ТУ 38.507-63-171-91;

препараты МЛ-81, МЛ-81Б ТУ 2481-007-48482528-99, ТУ 2481-048-04689375-97;

препарат ФЛЭК-ДГ-002 ТУ 2483-004-24084384-00;

модифицированный крахмал МПК-001;

полиакриламид ТУ 6-01-1049-76, импортный полиакриламид ПДА-1020, ПДА-1041; фтористоводородная кислота ТУ 48-5-184-78; кубовые остатки бутиловых спиртов; изопропиловый спирт, деэмульгаторы водорастворимые ДИН-4, СНПХ 4501, РИФ, Реапон-4в.

Приведенные в табл.1 и 2 данные свидетельствуют о том, что варианты предлагаемого состава по сравнению с известным составом по прототипу обладают более широким диапазоном регулирования скорости реакции как в сторону снижения скорости растворения, так и в сторону увеличения темпа растворения карбонатного материала пласта. Динамическая вязкость у заявляемых составов регулируется в диапазоне от 10 до 2250 мПа·с, а у прототипа вязкость регулируется в пределах 75-182 мПа·с. Предлагаемые составы не образуют осадков гидроксида железа, что позволяет исключить закупорку поровых каналов пласта. Качественно новым является степень снижения межфазного натяжения предлагаемых составов на границе с нефтью. Так, диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,9 до 0,08 мН/м, в то время как у известного состава он гораздо выше (1,29-1,88 мН/м). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемых составов гораздо ниже и сравнима с вязкостью самой нефти (12-31 мПа·с), в то время как у известного состава вязкость продуктов реакции высокая (58-84 мПа·с).

Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. Увеличение содержания компонентов в составах не целесообразно, т.к. снижается технологичность или устанавливается стабилизация параметров на одном уровне. При уменьшении содержания компонентов в составах ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств.

За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача - созданы универсальные, многоцелевые кислотные составы с улучшенными технологическими свойствами. Они могут применяться во всех известных технологических операциях по кислотной стимуляции продуктивности скважин и пластов. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемых составов для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей, как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах.

Таким образом, предлагаемое техническое решение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов.