состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта

Формула изобретения

Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, катионное поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит окись третичного амина - водорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	9,0-18,0
Фтористоводородная кислота	2,0-8,0
Катионное поверхностно-активное вещество
(в пересчете на основное вещество)	0,1-1,0
Окись третичного амина
(в пересчете на основное вещество)	0,05-0,5
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к кислотным обработкам терригенных коллекторов, и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны продуктивных нефтяных пластов.

Основной задачей кислотной обработки скважин является восстановление коллекторских свойств в призабойной зоне пласта за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, а также за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны путем расширения уже существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной ширине пласта.

Известен микроэмульсионный состав для кислотной обработки призабойной зоны добывающей скважины, содержащий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, катионное поверхностно-активное вещество - продукт конденсации третичных аминов хлористым бензилом и воду [1. Патент RU №21310244, М.кл. 6 Е21В 43/27, опубл. 1999.05.27]. Недостатком данного состава является недостаточно эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела с нефтью и высокая скорость реакции глинокислоты с терригенной породой, что снижает эффективность обработки.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, катионное поверхностно-активное вещество Катапин КИ-1 и воду [2. Патент RU №2117149, М.кл. 6 Е21В 43/27, опубл. 1998.08.10 - прототип]. Однако указанный состав также не обеспечивает достаточного снижения межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью и вследствие этого обладает довольно низкой проникающей способностью в нефтенасыщенную часть пласта. Кроме того, скорость реакции данного кислотного состава с терригенным коллектором и кислоторастворимыми минералами породы остается достаточно высокой. Все эти факторы приводят к снижению эффективности кислотных обработок указанным составом.

Целью изобретения является повышение проникающей способности состава для кислотной обработки в нефтенасыщенную часть пласта за счет снижения межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, а также снижение скорости реакции состава с терригенным коллектором и кислоторастворимыми минералами породы.

Поставленная цель достигается тем, что известный состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, катионное поверхностно-активное вещество и воду, дополнительно содержит окись третичного амина - водорастворимое поверхностно-активное вещество, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	9,0-18,0
Фтористоводородная кислота	2,0-8,0
Катионное поверхностно-активное вещество
(в пересчете на основное вещество)	0,1-1,0
Окись третичного амина
(в пересчете на основное вещество)	0,05-0,5
Вода	Остальное

Существенными признаками предлагаемого технического решения являются:

1. Соляная кислота.

2. Фтористоводородная кислота.

3. Катионное поверхностно-активное вещество.

4. Окись третичного амина.

5. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1, 2 и 3 являются общими с прототипом, признаки 4, 5 являются существенными отличительными признаками.

Соляная кислота ингибированная абгазовая (ТУ 6-01-714-77) или синтетическая (ГОСТ 857-78) представляет собой желтоватую дымящую на воздухе жидкость. Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте составляет: ТУ 6-01-714-77 - 22% (марка А) и 20% (марка Б); ГОСТ 857-78 - 35% (марка А) и 31,5% (марка Б).

Фтористоводородная кислота техническая (ГОСТ 2567-89) представляет собой желтоватую дымящую на воздухе жидкость. Массовая доля фтористого водорода составляет: не менее 40% (марка А) и не менее 30% (марка Б).

В качестве катионного поверхностно-активного вещества могут быть применены следующие продукты: «Гидрофобизатор ИВВ-1» по ТУ 2482-006-48482528-99. Смесь алкилдиметилбензиламмоний хлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина (получаемая путем конденсации алкилдиметиламина и бензил-хлорида), с содержанием основного вещества не менее 20 мас.%(Марки Л и З) и не менее 50 мас.% (Марка К), выпускается ЗАО НФП «БУРСИНТЕЗ-М». «Гидрофобизатор Нефтенол ГФ» по ТУ 2484-035-17197708-97. Раствор четвертичных аммониевых солей (продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида), с содержанием основного вещества не менее 20 мас.% (Марка 20) и не менее 80 мас.% (Марка 80), выпускается ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ». «Концентрат ГФ-1» по ТУ 2482-005-12064382-98 - раствор катионного поверхностно-активного вещества в технической воде и водных спиртах с содержанием основного вещества 9,5-11,5 мас.% (марка ГФ-1) и 49,0-51,0 мас.% (марка ГФ-1К), выпускается ЗАО «ПО-ЛИЭКС».

В качестве окиси третичного амина могут быть применены следующие продукты: «Окись амина» по ТУ 2413-008-48482528-99, выпускается ЗАО НПФ «БУРСИНТЕЗ-М»; «Оксамин-С» по ТУ 2413-002-59381150-03, выпускается ООО «НПКФ Снежинка»; «Новоксам» по ТУ 2413-002-96324291-06, выпускается ООО «ДЕЛХИМ». Все вышеперечисленные продукты представляют собой водный раствор окиси алкилдиметиламина (где алкил - смесь прямоцепных алкильных остатков С₁₀Н ₂₁ - C₁₈H₃₇ ) с содержанием основного вещества не менее 29 мас.%. Также может быть применен н-кокамидопропилдиметиламиноксид водный раствор, торговая марка «Оксидет Л-75», производства «КАО Corporation S.A.», содержание основного вещества 29,0-31,0 мас.%.

Предлагаемые составы и составы-прототипы готовились путем растворения необходимых компонентов в стакане при помощи механической мешалки.

Пример 1. В пластиковый стакан вместимостью 250 см ³, снабженный перемешивающим устройством, последовательно при перемешивании помещали техническую соляную кислоту 20%-ной концентрации; фтористоводородную кислоту 40%-ной концентрации; «Окись амина»; «Концентрат ГФ-1» и воду. После перемешивания в течение 10 минут получали кислотный состав со следующим содержанием компонентов, масс.%: соляная кислота - 12,0; фтористоводородная кислота - 4,0; окись третичного амина (в пересчете на основное вещество) - 0,1; катионное ПАВ (в пересчете на основное вещество) - 0,1, вода - 83,8.

Результаты опытов представлены в таблице (в составах: вода - остальное до 100 мас.%).

Опыты по измерению межфазного натяжения проводились на приборе тензиометр "Спиннинг-Дроп" типа SITE-02 по методу вращающейся капли. Эксперименты проводились при 20°С, использовалась природная нефть с плотностью 0,850 г/см³. Измерение межфазного натяжения проводилось следующим образом: 2 мл кислотного состава помещали в измерительную ячейку прибора и микрошприцом в смесь вводили каплю нефти. Затем ячейку начинали вращать, при этом капля вытягивалась. Одновременно измерялись скорость вращения и диаметр капли.

Межфазное натяжение рассчитывали по формуле:

=е·(v·d)³·n ²·( _{состава}- _нефти),

где: - межфазное натяжение, мН/м;

е - фактор уравнивания размерностей;

v - фактор увеличения в микроскопе;

d - диаметр капли, мм;

n - число оборотов, с ^-1;

- плотность г/см³.

Растворяющая способность предлагаемого состава и состава-прототипа по отношению к породе терригенного коллектора и способность замедлять реакцию определялась следующим образом: в пластиковые пробирки с крышкой помещалось по 1 г дезинтегрированного кернового материала Славкинского месторождения (фракция 0,1-0,2 мм), взвешенного с точностью до 0,0001 г, и заливалось по 10 см³ испытуемых составов. Пробирки закрывались и ставились для реагирования при атмосферном давлении и температуре 60°С в термошкаф на 3 и 12 часов. После выдержки при заданной температуре содержимое пробирок фильтровалось в колбы через предварительно взвешенный фильтр, помещенный в воронку. Пробирка, из которой было отфильтровано ее содержимое, несколько раз ополаскивалась дистиллированной водой. Жидкость после ополаскивания тоже пропускалась через фильтр. Ополаскивание проводилось до нейтральной реакции промывочной жидкости, после чего фильтр помещался в термошкаф. Сушка фильтра производилась не менее 24 часов до постоянного веса при температуре 100°С. Затем высушенный фильтр с дезинтегрированным керновым материалом взвешивался, и производилась обработка результатов.

Растворимость кернового материала рассчитывалась по формуле:

R=(Р_исх-Р_ост)/Р _исх×100%,

где R - растворимость дезинтегрированного кернового материала, %;

Р_исх - вес дезинтегрированного кернового материала до обработки, г;

Р_ост - вес дезинтегрированного кернового материала после обработки в течение определенного промежутка времени, г.

По сравнению с прототипом у предлагаемого состава межфазное поверхностное натяжение на границе с нефтью меньше в 5-11 раз.

Скорость реакции предлагаемого состава с породой меньше, чем у прототипа. Если у прототипа количество породы, прореагировавшее за 12 ч, возрастает по сравнению с количеством, прореагировавшим за 3 часа, на 40-45%, то у предлагаемого состава эта величина уже 75-82%.

Следует отметить, что отсутствие в кислотном составе окиси третичного амина (пример 15) существенно снижает его эффективность.

Увеличение концентрации как окиси третичного амина, так и гидрофобизатора выше предложенных значений не приводит к существенному увеличению эффективности кислотного состава, поэтому использовать более высокие, чем предлагается, концентрации данных реагентов экономически нецелесообразно. Повышение концентраций соляной и фтористоводородной кислот выше предложенных приводит к увеличению скорости реакции состава с породой и межфазного поверхностного натяжения на границе состава с нефтью.

Таким образом, предлагаемый состав обладает значительно меньшими, чем у прототипа, значением межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью и скоростью реакции с породой пласта. Это позволяет предлагаемому составу более глубоко проникнуть в нефтенасыщенную часть пласта, что соответственно повышает эффективность проводимой кислотной обработки.

Таблица
Пример	Ингредиенты состава, мас.%				Количество прореагировавшей породы по отношению к начальному весу, мас.%		Межфазное натяжение на границе состав-нефть, мН/м
	Окись третичного амина	Катионное ПАВ	Соляная кислота	Фтористоводородная кислота	Через 3 ч	Через 12 ч
Прототип	-	0,5	10,0	3,0	11,3	16,3	1,12
	-	1,0	12,0	8,0	17,2	24,1	0,97
Предлагаемый состав
Катионное ПАВ - ГФ-1; Окись третичного амина - Окись амина
1	0,1	0,1	12,0	4,0	7,7	13,4	0,21
2	0,2	0,3	12,0	8,0	10,2	18,1	0,17
3	0,3	0,5	15,0	3,0	5,8	10,7	0,19
4	0,5	1,0	18,0	2,0	5,6	9,7	0,12
Катионное ПАВ - ИВВ-1, Марка Л; Окись третичного амина - Окись амина
5	0,05	0,3	9,0	2,0	5,8	10,4	0,16
6	0,1	0,1	9,0	4,0	7,5	13,5	0,18
7	0,2	0,5	12,0	3,0	7,4	13,2	0,13
8	0,5	1,0	12,0	2,0	5,5	9,7	0,10
Катионное ПАВ - Нефтенол - ГФ, Марка 20; Окись третичного амина - Оксидет Л-75
9	0,05	0,1	9,0	2,0	5,9	10,4	0,19
10	0,1	0,3	9,0	3,0	6,3	11,4	0,10
11	0,3	1,0	12,0	6,0	9,3	16,3	0,12
12	0,3	0,2	15,0	3,0	6,8	12,2	0,11
13	0,5	0,5	18,0	2,0	5,4	9,6	0,17
Контрольные примеры
Катионное ПАВ - ИВВ-1, Марка Л; Окись третичного амина - Окись амина
14	-	-	12,0	4,0	14,9	17,2	32,50
15	-	1,0	12,0	4,0	10,7	15,7	1,02
16	0,3	0,3	12,0	4,0	10,8	15,6	0,32
17	0,7	0,5	12,0	3,0	7,4	13,4	0,09
18	0,5	1,0	20,0	10,0	17,6	23,2	0,42
19	0,03	1,0	12,0	4,0	10,5	15,8	0,46