состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий водный раствор соляной кислоты и добавки, отличающийся тем, что в качестве добавки он содержит реагент ИТПС-806А при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Соляная кислота	24,9-90,0
Реагент ИТПС-806А	5,0-7,5
Вода	остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 в масс.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами.

Известен состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, содержащей масс.%: 79,9-89,9 соляную кислоту 27,5%-ной концентрации, 10-20 отхода производства бензальдегида и 0,1-1,0 уксусной кислоты (см. Патент РФ № 2424272, МКИ С09К 8/74, публ. 2010 г.).

Данный состав недостаточно эффективен вследствие того, что при использовании состава происходит загрязнение призабойной зоны пласта смолистыми соединениями, нерастворимыми осадками и вязкими эмульсиями.

Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий в масс.%: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (см. Патент РФ № 2269563, МКИ С09К 8/72, публ. 2006 г.).

Известный состав экономически невыгоден из-за дороговизны легкой пиролизной смолы.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, содержащей в масс.%: 5,0-23,0 ингибированной соляной кислоты (в пересчете на HCL), 2,0-10,0 фтористоводородной кислоты, 1,0-5,0 неионогенного поверхностно-активного вещества, 5,0-25,0 растворителя АСПО и остальное - вода (см. Патент РФ № 2131972, МКИ Е21В 43/27, публ. 1999 г.).

Недостатком данного состава является наличие в составе ароматического или галоидпроизводного растворителя или их смеси. Ароматическая составляющая сильно удораживает состав, галоидпроизводный растворитель отравляет катализаторы в процессе нефтепереработки.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащей в масс.%: 24,0-48,0 ингибированной соляной кислоты, 0,1-2,5 поливинилового спирта или поливинилацетата, 0,25-0,3 ПАВ - синтанол АЛМ-7 или гликойл или дипроксамин 157-65М, 0,05-0,3 стабилизатора железа и остальное - воду. Состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% (см. Патент РФ № 2379327, МКИ С09К 8/74, публ. 2010 г.).

Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования кольматирующих отложений, стойких эмульсий, а также низкого показателя замедления скорости реакции соляной кислоты при реагировании с породой.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ кислотной обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора соляной кислоты и деэмульгирующей добавки - блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля или смеси его с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53, причем деэмульгирующую добавку вводят в количестве 0,010-0,013 масс.% (см. Патент РФ № 2143063, МКИ Е21В 43/27, публ. 1999 г.).

Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования осадков - гудронов и смол при взаимодействии кислотного состава с нефтью, низкой степенью деэмульгирования, что отрицательно влияет на скорость реакции кислотного состава с породой пласта и приводит к снижению охвата пласта воздействием.

Целью предлагаемого изобретения является разработка многоцелевого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, ограничения образования и диспергирования отложений смолянистых осадков при контакте кислотною состава с нефтью, а также обладающего низким межфазным натяжением на границе кислотный состав/нефть и совместимостью с пластовой водой и нефтью.

Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего водный раствор соляной кислоты и добавку, причем в качестве добавки он содержит реагент ИТПС-806А, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Соляная кислота	24,9-90,0
Реагент ИТПС-806 А	5,0-7,5
Вода	остальное

В варианте приготовления состава он может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%.

Реагент ИТПС-806 А представляет собой композиционную смесь четвертичных аммониевых соединений с углеводными альдегидами в растворе неионогенных и кагионоактивных поверхностно-активных веществ, обладающую свойствами деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий, диспергирования образующихся смолянистых осадков и стабилизации ионов железа. По внешнему виду реагент ИТПС-806А является жидкостью от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 900 кг/м, температурой застывания не выше 40°С и выпускается по ТУ-2458-016-27913102-2010.

Для приготовления состава соляную кислоту используют по ГОСТ 857-95, ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 20-25%-ной концентрации, фтористоводородную кислоту по ТУ 6-09-2622-88 70%-ной концентрации. Заявляемый состав с соляной кислотой используют для обработки карбонатных пород пласта, а для обработки терригенных пластов с включениями карбонатной породы используют смесь соляной и фтористоводородной кислот.

Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов состава в воде в заявляемых количествах.

Приводим примеры приготовления составов, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый состав).

При перемешивании механической мешалкой к 35,3 г воды добавляют 59,0 г соляной кислоты 25%-ной концентрации и 5,7 г реагента ИТПС-806А (см. табл.1, пример 1).

Пример 2

При перемешивании механической мешалкой к 33,6 г воды добавляют 52,7 г соляной кислоты 25%-ной концентрации, 4,0 г фтористоводородной кислоты и 5,7 г реагента ИТПС-806А (см. табл.1, пример 2).

Примеры 3-6 готовят аналогичным образом, изменяя содержание компонентов в составе в заявляемых количествах.

Пример 7 (прототип).

При перемешивании к 99,987 г соляной кислоты 15%-ной концентрации добавляют 0,013 г смеси блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53 (см. табл.1, пример 7).

Таблица 1
№ № пп.	Содержание компонентов состава, масс.%				Межфазное натяжение, мН/М	Краевой угол смачивания, град
	Соляная кислота	Фтористоводородная к-та	Реагент ИТПС-806А	Вода
1	59,0	-	5,7	35,3	35,89	13,183
2	56,7	4,0	5,7	33,6	36,09	13,192
3	90,0	-	5,0	5,0	36,77	13,023
4	24,9	-	7,5	67,6	36,53	12,701
5	40,0	10,0	6,0	44,0	36,34	13,190
6	50,0	-	5,0	45,0	36,85	14,455
7 прототип	99,987 - 15%-ная	0,013 смеси блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с о-алкилфосфитом N-алкиламмония			41,20	16,670

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по определению межфазного натяжения и краевого угла смачивания. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Межфазное натяжение, краевой угол смачивания являются важными показателями заявляемого состава, определяющими хорошее смачивание породы и отмыв с нее пленки нефти, более легкого проникновения состава в пласт. Межфазное натяжение определяют тензометром дю Нуи на границе фаз - кислота/воздух, а краевой угол смачивания определяют методом лежачей капли, помещенной на стеклянную поверхность.

По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что у заявляемого состава межфазное натяжение и краевой угол смачивания имеют меньшие значения, чем у прототипа на 4,35-5,31 мН/м и 2,215-3,969 градусов соответственно.

Тестирование на совместимость нефти с заявляемым кислотным составом проводят с целью оценки стойкости образующейся эмульсии при смешении кислотного состава и нефти и фиксирования образования или отсутствия при этом смолянистых осадков по методике, описанной в документе «Объединенные стандарты ТНК-ВР по соблюдению контроля качества при проведении ГРП и кислотных обработок». В стеклянную отградуированную пробирку с завинчивающейся пробкой наливают 50 мл кислотного состава с растворенным в нем хлорным железом в количестве 0,78 г из расчета содержания ионов железа (III) 3000 м.д. Затем в пробирку наливают 50 мл исследуемой нефти, завинчивают пробку и перемешивают интенсивным встряхиванием в течение 30 секунд. После выдерживания 0,5 ч отмечают степень деэмульгирования смеси, содержимое пробирки проливают через фильтр с размером ячейки 0,200 мм и фиксируют наличие на фильтре осадка. Тестирование считают тем более успешным, чем больше скорость (процент от полного - 50 мл за 0,5 ч) и удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании используют нефти 5-ти НГДУ Республики Татарстан. Результаты тестирования приведены в таблице 2.

Таблица 2
№ № пп.	Состав из таблицы 1	Эффективность деэмульгирования,%, наличие осадка
		Образцы нефти НГДУ
		«Ленино-горскнефть»	«Ямаш-нефть»	«Елхов-нефть»	«Бавлы-нефть»	«Нурлат-нефть»
1	1	88	100	100	100	96
		Осадка нет	Осадка	Осадка	Осадка	Осадка
			нет	нет	нет	нет
2	2	100	92	79	100	85
		Осадка нет	Осадка	Осадка	Осадка	Осадка
			нет	нет	нет	нет
3	3	96	89	100	100	100
		Осадка нет	Осадка	Осадка	Осадка	Осадка
			нет	нет	нет	нет
4	4	100	93	100	100	90
		Осадка нет	Осадка	Осадка	Осадка	Осадка
			нет	нет	нет	нет
5	5	82	100	100	100	88
		Осадка нет	Осадка	Осадка	Осадка	Осадка
			нет	нет	нет	нет
6	7	23	50	17	76	45
прототип		Осадок	Осадок	Осадок	Осадок	Осадок

По данным таблицы 2 видно, что степень деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий предлагаемыми составами составляет 79-100%, а прототипом всего 17-76%.

Для доказательства критерия «промышленная применимость» приводим примеры по воздействию предлагаемого состава на образцы карбонатных и терригенных кернов. Эксперименты по воздействию заявляемого состава на образец керна проводят на установке УИПК-1М. Замеряют проницаемости образцов керна до и после обработки кислотными составами. Вначале насыщают образцы керна пластовой водой, затем нефтью и далее снова пластовой водой до остаточного уровня содержания нефти в образце. Затем через керн прокачивают три поровых объемов испытуемого состава и замеряют изменение проницаемости, пропуская пластовую воду до установления постоянной скорости ее протекания. В экспериментах используют нефть и пластовую воду НГДУ «Елховнефть» Республики Татарстан.

Рассчитывают изменение проницаемости по формуле:.

Э=100-К¹/К² *100%,

где: К¹ - проницаемость до обработки, мкм²;

К² - проницаемость после обработки, мкм².

Результаты экспериментов приведены в таблице 3.

Таблица 3
№ № пп.	Образцы керна	Состав из таблицы 1	Проницаемость до обработки, К1, мкм2	Проницаемость после обработки, К2, мкм2	Увеличение проницаемости, Э, %
1	Карбонатный	1	0,00007	0,00223	96,9
2	Терригенный	2	0,00310	0,01130	72,6
3	Карбонатный	7	0,00008	0,00034	76,5

Из данных таблицы 3 видно, что обработка карбонатного и терригенного кернов заявляемым составом приводит к увеличению проницаемости. При использовании заявляемого состава по сравнению с прототипом увеличение проницаемости выше на 20,4% для карбонатной породы.

Таким образом, использование предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия позволяет увеличить глубину проникновения состава, ингибировать образование нефтекислотных эмульсий, предотвратить образование осадков и, в конечном итоге, повысить приемистость скважин и интенсифицировать приток нефти, а также предлагаемый состав обладает хорошей совместимостью с нефтью и пластовой водой.