кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающая растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве растворителя она содержит реагент ИТПС-010К, а в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-804Э при следующем соотношении компонентов, масс.%:

реагент ИТПС-010К	13,0-27,7
реагент ИТПС-804Э	4,5-10,0
соляная кислота	остальное

2. Кислотная эмульсия по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%.

3. Кислотная эмульсия по п.1, 2, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти, закачкой эмульсии, содержащей соляную кислоту с углеводородным растворителем при соотношении растворителя и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно и эмульгатор (см. Патент РФ № 2288358, МКИ E21B 43/27, опубл. 2006 г.).

Данный состав недостаточно эффективен вследствие непостоянства реологических свойств образующихся эмульсий.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта с использованием обратной нефтяной эмульсии, содержащий в об.%: углеводородную жидкость - 26,0-40,0, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 - 0,4-5,0, водный раствор ингибированной 10%-ной соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10%-ного хлористого кальция или хлористого натрия - остальное (см. Патент РФ № 2255215, МКИ E21B 43/27, опубл. 2005 г.).

Известный способ предусматривает использование обратной нефтяной эмульсии повышенной плотности, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины закачкой обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей в об.%: 40-42 растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), 5-8 эмульгатора «ЯЛАН-Э-1», остальное - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (см. Патент РФ № 2304710, МКИ E21B 43/27, опубл. 2007 г.).

Недостатком состава является небольшая глубина проникновения состава в глубь пласта из-за высокой скорости растворения породы пласта, выпадение кольматирующих осадков, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III) и нерегулируемая вязкость.

Целью предлагаемого изобретения является разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью.

Поставленная цель достигается путем создания кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающей растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, причем в качестве растворителя она содержит реагент ИТПС-010К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-804Э, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Реагент ИТПС-010К	13,0-27,7
Реагент ИТПС-804Э	4,5-10,0
Соляная кислота	остальное.

В вариантах приготовления эмульсии она может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%.

Реагент ИТПС-010К представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в ароматическом растворителе, жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°C 750 кг/м ³, ТУ-2458-014-27913102-2010.

Реагент ИТПС-804Э - представляет собой композиционную смесь аминосоединений с углеводными альдегидами в водно-ароматическом растворителе, жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°C 900 кг/м ³, ТУ 2458-018-27913102-2010. Является эмульгатором и обладает свойствами стабилизатора железа.

Для приготовления кислотной эмульсии в качестве соляной кислоты используют:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм.1, ТУ 2112-131-05807960-97 10,0-25%-ной концентрации, ГОСТ 857-95;

- фтористоводородную кислоту по ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88.

В качестве регулятора вязкости используют реагент ИТПС-8043К по ТУ 2458-01827913102-2010.

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

Предлагаемая кислотная эмульсия представляет собой эмульсию типа «вода в масле».

Приводим примеры приготовления кислотных эмульсий, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемая эмульсия)

При перемешивании механической мешалкой к 75,0 г соляной кислоты добавляют 6,0 г реагента ИТПС-804Э, далее - 19,0 г реагента ИТПС-010К, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл.1, пример 1).

Примеры 2, 4, 9, 13, 18, 26 готовят аналогично примеру 1 без добавления регулятора вязкости.

Пример 3. При перемешивании механической мешалкой к 75,0 г соляной кислоты добавляют 6,0 г реагента ИТПС-804Э, далее - 19,0 г реагента ИТПС-010К и регулятор вязкости ИТПС-804 ЗК в количестве 0.1 г, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл.1, пример 3).

Примеры 5-8, 10-12, 14-17, 19-25, 27 готовят аналогичным образом, изменяя виды компонентов и их содержание в эмульсии в заявляемых количествах.

Пример 28 (прототип).

В 51,0 г соляной кислоты (23%-ого водного раствора) растворяют 7,0 г эмульгатора "Ялан-Э-1", добавляют растворитель парафинов нефтяной - дистиллят в количестве 42,0 г и перемешивают в течение 5 минут (см. табл.1, пример 28).

Заявляемая кислотная эмульсия предназначена для интенсификации притока и приемистости скважин при проведении операций при обработке призабойной зоны пласта. Содержащиеся в эмульсии химические компоненты способны обеспечивать отмыв пласта от асфальтеносмолопарафиновых отложений, исключить выпадение соединений железа.

Скорость взаимодействия кислотной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии поверхностно-активных веществ и полимерных присадок. Также снижению скорости реакции с породой эмульсии способствует ее "обратный тип", т.е. нахождение неорганической фазы внутри органической, что замедляет высвобождение кислоты для реакции с породой пласта. Значительное снижение скорости реагирования с породой пласта также обеспечивается увеличением вязкости эмульсии. Совокупное действие подобранных компонентов кислотной эмульсии комплексного действия приведет к увеличению охвата пласта кислотным воздействием.

Таблица 1
№ № п.п	Содержание компонентов эмульсии, масс.%				Вязкость, мПа*с	Скорость растворения мрамора, кг/м2*ч	Моющая АСПО эффективность, %
	Реагент ИТПС-010К	Реагент ИТПС-804Э	Кислота	Регулятор вязкости
1	2	3	4	5	6	7	8
1	19.0	6.0	75.0 HCl	-	30	9.965	84.5
2	13.0	4.5	82.5 HCl	-	25	10.034	91.0
3	19.0	6.0	75.0 HCl	0.1	53	7.416	77.1
4	13.0	6.0	81.0 HCl	-	34	9.501	85.8
5	27.7	10.0	62.3 HCl	1.0	90	4.565	65.9
6*	19.0	6.0	71.0 HCl+4.0 HF	0.2	58	7.238	70.3
7	19.0	6.0	75.0 HCl	0.3	64	6.614	66.0
8	19.0	6.0	75.0 HCl	0.4	71	6.572	61.4
9	15.0	10.0	75.0 HCl	-	36	9.820	82.6
10	19.0	6.0	75.0 HCl	0.5	77	6.503	55.7
11*	19.0	6.0	70.0 HCl+5.0 HF	0.6	82	6.147	76.1
12	19.0	6.0	75.0 HCl	0.7	85	6.090	73.0

13	15.0	5.0	80.0 HCl	-	28	10.088	91.1
14*	19.0	6.0	75.0 HCl	0.8	88	6.044	75.5
15*	19.0	6.0	75.0 HCl	0.9	90	6.002	63.9
16*	19.0	6.0	75.0 HCl	1.0	95	5.985	51.7
17	19.0	6.0	75.0 HCl	1.5	101	5.988	50.4
18	25.0	9.0	66.0 HCl	-	39	9.467	96.2
19*	19.0	6.0	65.0 HCl+10.0 HF	2.0	150	3.771	54.4
20*	19.0	6.0	67.0 HCl+8.0 HF	2.5	179	3.120	48.6
21*	19.0	6.0	71.0 HCl+4.0 HF	3	210	3.019	49.0
22*	19.0	6.0	65.0 HCl+10.0 HF	3.5	263	2.900	50.2
23*	19.0	6.0	70.0 HCl+5.0 HF	4.0	290	2.546	45.1
24*	19.0	6.0	65.0 HCl+10.0 HF	4.5	334	2.402	40.3
25	13.0	4.5	82.5 HCl	5.0	380	2.359	45.3
26	20.0	4.5	75.5 HCl	-	35	9.989	88.9
27*	18.0	4.5	73.5 HCl+4.0HF	5.0	340	2.347	54.7
28 прототип	42.0 растворитель парафинов	7.0 эмульгатор, «Ялан-Э-1»	51.0 HCl		22	10.117	23.6
* - составы, применяемые для обработки терригенных пород.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. Измерения проводят при скорости сдвига 511 с^-1.

Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора взвешивают с точностью до второго знака, по линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 кг/м³. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемую эмульсию и через 1 минуту вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают. Определяют убыль массы и вычисляют скорость реагирования составов в кг/м ²ч. По данным, представленным в таблице 1, скорость реагирования с мрамором заявляемых эмульсий обратно пропорциональна их вязкости и ниже скорости реагирования прототипа.

Определение моющей эффективности проводят в динамических условиях, для чего образцы асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) массой 2 г помещают в корзиночки из нержавеющей стали и на проволоке подвешивают в слой 100 мл приготовленной заранее эмульсии в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на устройстве ПЭ-6410М в течение 4 часов при комнатной температуре. Затем образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают. Моющую эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах. Для исследования использовался образец АСПО со скважины 15265 Ново-Елховского месторождения Республики Татарстан.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что заявляемая кислотная эмульсия обладает эффективной моющей активностью по отношению асфальтосмолопарафиновых отложений. При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемая кислотная эмульсия обладает более высокой моющей эффективностью АСПО по сравнению с прототипом на 16,7-72,6%.

Для определения эффективности использования состава в неоднородных по проницаемости пластах проводят эксперименты по изменению вязкости и скорости растворения мрамора при смешении заявляемой кислотной эмульсии с пластовыми флюидами, такими как пластовая вода и нефть.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2
Исходная вязкость, сПз	Скорость реакции, кг/(м2ч)	Вязкость, мПа*с	Скорость реакции, кг/(м2ч)	Вязкость, мПа*с	Скорость реакции, кг/(м 2ч)	Вязкость, мПа*с	Скорость реакции, кг/(м2ч)
		30% воды		50% воды		100% воды
30	9.965	45	8.440	52	7.052	70	6.981
45	8.353	63	6.992	72	6.807	85	5.605
125	3.944	-	-	130	3.704	162	6.116
		30% нефти		50% нефти		100% нефти
30	9.965	6	13.571	7	14.169	10	10.674
45	8.353	6	12.660	5	15.772	5	12.211
125	3.944	-	-	8	9.912	11	11.106

Полученные результаты показывают, что при разбавлении кислотной эмульсии водой вязкость значительно возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков. Одновременно снижается скорость реагирования с мрамором. При попадании закаченной эмульсии в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки вязкость кислотной эмульсии понижается, а скорость реагирования с мрамором возрастает. Таким образом, заявляемая кислотная эмульсия является высокоселективным реагентом для обработки неоднородных по проницаемости пластов. После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей концентрации кислоты и вязкости эмульсии, с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Тестирование на совместимость нефти с заявляемой эмульсией проводят с целью фиксирования образования или отсутствия при этом смолянистых осадков по методике, описанной в документе «Объединенные стандарты ТНК-BP по соблюдению контроля качества при проведении ГРП и кислотных обработок». В стеклянную отградуированную пробирку с завинчивающейся пробкой наливают 50 мл эмульсии 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 содержимое пробирки проливают через фильтр с размером ячейки 0,200 мм и фиксируют наличие на фильтре осадка. Тестирование считают удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании используют нефти 5-ти НГДУ Республики Татарстан. Результаты тестирования приведены в таблице 3.

Таблица 3
№ № п.п	Эмульсия из таблицы 1	Наличие смолянистого осадка
		Образцы нефти НГДУ
		«Ленино-горскнефть»	«Ямаш-нефть»	«Елхов-нефть»	«Бавлы-нефть»	«Нурлат-нефть»
1	1	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет
2	3	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет
3	12	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет
4	16	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет
5	25	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет	Осадка нет
6 прототип	28	Осадок	Осадок	Осадок	Осадок	Осадок

По данным таблицы 3 видно, что заявляемая эмульсия полностью совместима с различными образцами нефти, прототип с каждой представленной нефтью образует смолянистые осадки.

Для доказательства критерия «промышленная применимость» приводим примеры по воздействию предлагаемой эмульсии на образцы карбонатных и терригенных кернов. Эксперименты по воздействию заявляемой эмульсии на образец керна проводят на установке УИПК-1М. Проводят замеры проницаемости образцов керна до и после обработки эмульсиями. 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 испытуемой эмульсии и замеряют изменение проницаемости, пропуская пластовую воду до установления постоянной скорости ее протекания. В экспериментах используют нефть и пластовую воду НГДУ «Елховнефть» (Республика Татарстан).

Рассчитывают изменение проницаемости по формуле:

Э=100-К¹/К ²*100%,

где: К¹ - проницаемость до обработки, мкм²;

К² - проницаемость после обработки, мкм².

Результаты экспериментов приведены в таблице 4.

Таблица 4
№	Керн	Эмульсия из таблицы 1	Проницаемость до обработки, мкм2	Проницаемость после обработки, мкм2	Увеличение проницаемости Э, %
1	Карбонатный	1	0.000068	0.00334	98.0
2	Терригенный	6	0.0050	0.0064	21.9
3	Карбонатный	28	0.000076	0.00017	55.3

Данные таблицы 4 показывают, что заявляемая эмульсия увеличивает проницаемость карбонатной породы выше на 42.7% по сравнению с прототипом.

Кислотная эмульсия обладает комплексными свойствами за счет многофункциональной химической направленности входящих в него компонентов. При использовании заявляемой эмульсии происходит направленная глубокая обработка призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными породами, предотвращается выпадение осадков и удаляются асфальтеносмолопарафиновые отложения, а также предлагаемая эмульсии обладает совместимостью с пластовыми флюидами.