Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью включает, мас.%: алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 3,5-5,5, препарат ОС-20 2,5-5,5, хлорид аммония 3,5-6,5, 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 14,0-18,0, метанол 12,0-16,0, сивушное масло 4,0-8,0, уксусную кислоту 6,0-12,0, лимонную кислоту 2,5-4,5, ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5, пресную воду - остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенных коллекторов с высокой карбонатностью включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используют 1,5-3,0%-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0

м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием указанной выше буферной жидкости в количестве 1,0-3,0 м³ и жидкости для продавки, в качестве которой используют пресную или минерализованную воду или водонефтяную эмульсию, или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, в качестве кислотного состава используют указанный выше кислотный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного выше кислотного состава пресной водой или 3-24%-ным раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении указанный выше кислотный состав: пресная вода или 3-24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны терригенных и карбонатных коллекторов, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), может быть использовано в процессе интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин, а также при гидравлическом разрыве пласта с использованием кислотных растворов.

Известно, что кислотные составы, содержащие органические растворители, обладают свойством выравнивать скорости реакции в пласте: замедлять скорости реакции в водонасыщенных пропластках и ускорять их в нефтенасыщенных пропластках за счет нефтеотмывающих свойств этих растворителей [1].

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, который включает, мас.%: водный раствор соляной кислоты 10-12%-ной концентрации - 10,0-18,0; водный раствор плавиковой кислоты 1,5-5,0%-ной концентрации - 1,5-5,0, органический растворитель - остальное, причем в качестве органического растворителя состав содержит смесь углеводородов нафтенового и ароматического ряда [2].

Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, следующего компонентного состава, мас.%:

Раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации
или хлорид аммония	1,0-5,0
Раствор плавиковой кислоты 50%-ной концентрации
или фторид аммония или бифторид аммония	1,0-5,0
Алкилбензолсульфокислота	10,0-30,0
Гликоль	10,0-40,0

В качестве гликоля известный состав содержит моно-, ди- и триэтиленгликоль [3].

Недостатками применения указанных составов в низкопроницаемых терригенных коллекторах является то, что использование данных составов приводит к выпадению осадков и кольматированию коллектора, особенно в условиях повышенной карбонатности. Это связано с тем, что составы, содержащие смесь соляной и плавиковой кислот в результате реакции с кварцем, глиной и карбонатной породой образуют плохо растворимые и нерастворимые осадки геля кремниевой кислоты, фторидов и фторсиликатов [4].

Изобретение направлено на создание состава для кислотной обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, позволяющего снизить опасность образования осадков и обладающего замедленной скоростью реакции с породой при повышенной пластовой температуре, что позволяет увеличить охват пласта обработкой, а также низким межфазным натяжением на границе с углеводородной фазой и низкой скоростью коррозии, что позволяет увеличить эффективность кислотной обработки с его применением.

Результат достигается исключением фторсодержащих агентов из кислотного состава, а также введением в него смеси органических кислот, обладающих сравнительно низкой скоростью реакции с породой, и смеси поверхностно-активных веществ, позволяющих снизить межфазное натяжение кислотного состава на границе с углеводородной фазой.

Признаками изобретения «Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением» являются:

1. Хлорсодержащий реагент.

2. В качестве хлорсодержащего реагента используется хлорид аммония.

3. В качестве хлорсодержащего реагента используется 24%-ная ингибированная соляная кислота.

4. Алкилбензолсульфокислота.

5. Метанол.

6. Сивушное масло.

7. Уксусная кислота.

8. Лимонная кислота.

9. Препарат ОС-20.

10. Ингибитор коррозии «ИКУ-118».

11. Пресная вода.

Признаки 1-4, 11 являются общими с прототипом, а признаки 5-10 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается кислотный состав для низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, включающий в себя хлорсодержащие реагенты и алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, в который дополнительно входит метанол, сивушное масло, уксусная кислота, лимонная кислота, препарат ОС-20-этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C₁₆-C₁₈, ингибитор коррозии «ИКУ-118» и пресная вода, причем в качестве хлорсодержащих реагентов в составе используется хлорид аммония и ингибированная соляная кислота, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алкилбензолсульфокислота	3,5-5,5
Препарат ОС-20	2,5-5,5
Хлорсодержащий реагент:
хлорид аммония	3,5-6,5
24%-ная
ингибированная соляная кислота	14,0-18,0
Метанол	12,0-16,0
Сивушное масло	4,0-8,0
Уксусная кислота	6,0-12,0
Лимонная кислота	2,5-4,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,1-0,5
Пресная вода	остальное

и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, который включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используется 1,5-3,0%-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием 1,0-3,0 м³ указанной буферной жидкости и последующую закачку жидкости для продавки в объеме НКТ, в качестве которой используется пресная или минерализованная вода или водо-нефтяная эмульсия, или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, при этом в качестве кислотного состава используется указанный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24% раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении кислотный состав: пресная вода или 3-24% раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9, соответственно.

Для исследований использовались:

1. Кислота соляная ингибированная, содержащая 24% масс. HCl, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97.

2. Хлорид аммония, представляет собой порошок белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,6%, выпускается по ГОСТ 2210-73.

3. Алкилбензолсульфокислота, марка А, содержащая 97,0 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 2481-036-04689375.

4. Лимонная кислота, «ч.», содержащая не менее 99,0 мас.% основного вещества, выпускается по ГОСТ 3652-69.

5. Уксусная кислота, содержащая не менее 99,5 мас.% основного вещества, выпускается по ГОСТ 19814-74.

6. Метанол, с концентрацией 99,9%, выпускается по ГОСТ 2222-95.

7. Сивушное масло, выпускается по ГОСТ 17071-91.

8. Препарат ОС-20, марка А, представляет собой этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C₁₆-C₁₈, выпускается по ГОСТ 10730-82.

9. Ингибитор коррозии «ИКУ-118», представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.

Примеры приготовления кислотных составов

Пример 1

В стакане объемом 250 мл в 37,5 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 6,5 г хлорида аммония, 4,5 г лимонной кислоты, 12,0 г метанола, 4,0 г сивушного масла, 6,0 г уксусной кислоты, 18,0 г соляной кислоты, 5,5 г алкилбензолсульфокислоты, 5,5 г препарата ОС-20, 0,5 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Вода	37,5
Хлорид аммония	6,5
Лимонная кислота	4,5
Метанол	12,0
Сивушное масло	4,0
Уксусная кислота	6,0
Соляная кислота, 24%-ная	18,0
Алкилбензолсульфокислота	5,5
Препарат ОС-20	5,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,5

Пример 2

В стакане объемом 250 мл в 37,7 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 5,0 г хлорида аммония, 3,5 г лимонной кислоты, 14,0 г метанола, 6,0 г сивушного масла, 9,0 г уксусной кислоты, 16,0 г соляной кислоты, 4,5 г алкилбензолсульфокислоты, 4,0 г препарата ОС-20, 0,3 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Вода	37,7
Хлорид аммония	5,0
Лимонная кислота	3,5
Метанол	14,0
Сивушное масло	6,0
Уксусная кислота	9,0
Соляная кислота, 24%-ная	16,0
Алкилбензолсульфокислота	4,5
Препарат ОС-20	4,0
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,3

Пример 3

В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Вода	37,9
Хлорид аммония	3,5
Лимонная кислота	2,5
Метанол	6,0
Сивушное масло	8,0
Уксусная кислота	12,0
Соляная кислота, 24%-ная	14,0
Алкилбензолсульфокислота	3,5
Препарат ОС-20	2,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,1

Пример 4 (прототип, состав №4 в таблице 1)

В тефлоновом стакане объемом 250 мл в 20,0 мл пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно растворяют 5,0 г соляной кислоты, 5,0 г фторида аммония, 30,0 г алкилбензолсульфокислоты и 40,0 г полигликолей.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Вода	20,0
Соляная кислота, 24%-ная	5,0
Алкилбензолсульфокислота	30,0
Фторид аммония	5,0
Полигликоли	40,0

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.

Таблица 1
Содержание компонентов в кислотных составах
№ п/п	Компоненты, в расчете на основное вещество	Содержание в кислотном составе, мас.%
1.	Номера примеров	1	2	3	4 (прототип)
2.	Хлорсодержащий реагент
	хлорид аммония	6,5	5,0	3,5	-
	соляная кислота	18,0	16,0	14,0	5,0
3.	Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,5	0,3	0,1	-
4.	Препарат ОС-20	5,5	4,0	2,5	-
5.	Одноатомные спирты		-
	метанол	12,0	14,0	16,0	-
	сивушное масло	4,0	6,0	8,0	-
6.	Алкилбензолсульфокислота	5,5	4,5	3,5	30,0
7.	Карбоновые кислоты		-
	уксусная кислота	6,0	9,0	12,0	-
	лимонная кислота	4,5	3,5	2,5	-
8.	Фторсодержащий реагент	-
	фторид аммония	-	-	-	5,0
9.	Полигликоли	-	40,0
10.	Пресная вода	37,5	37,7	37,9	20,0

Нижний предел концентрации алкилбензолсульфокислоты и препарата ОС-20 определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхний - экономической целесообразностью. Содержание органических кислот и хлорсодержащих реагентов определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Содержание одноатомных спиртов определяется требованиями к температуре застывания - не выше минус 35°С.

В лабораторных условиях определяются следующие свойства предлагаемого состава: способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе; скорость растворения карбонатной породы и бентонитовой глины при температуре 80°С, характерной для большинства месторождений Западной Сибири.

Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с углеводородной фазой определяется по разделению водной и углеводородной фаз после встряхивания равных объемов углеводородной фазы и кислотного состава в градуированной пробирке с последующим нагревом до 80°С (пластовая температура) и выдерживанием при заданной температуре в течение 30 минут с последующим проливанием содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм. В случае образования эмульсии происходит неполное разделение системы на фазы, что сопровождается выпадением осадков на сите после проливания через него.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определяется при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.

Скорость коррозии стали, г/м²·час, определяется в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°С.

Растворяющая способность предлагаемого состава и состава по прототипу по отношению к породе исследуется на примере растворения карбонатной породы и бентонитовой глины при температуре 80°С.

Испытания по растворению карбонатной породы проводятся по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см²) кубика породы, имеющего стороны 16-20 мм. После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы помещаются в сушильный шкаф, где выдерживаются в течение двух часов, а затем взвешиваются на аналитических весах с точностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливается в тефлоновый стакан, после чего внутрь поочередно погружаются кубики на фиксированное время контакта - 10, 30, 90 и 300 минут.

После истечения времени контакта образца породы, он извлекается из раствора, промывается дистиллированной водой и помещается в сушильный шкаф на два часа, а в раствор помещается следующий образец породы. Это позволяет наблюдать растворение карбонатной породы по мере расходования кислоты.

Растворимость породы в процентах рассчитывается по формуле:

P_п=(m₁-m₂)·100%/m₁,

где m₁ - масса кубика до опыта, г;

m₂ - масса кубика после опыта, г.

Для проведения испытания по растворению бентонитовой глины используются три бумажных фильтра и три навески глины по 2,0 г. Навески сушатся до постоянной массы при температуре 105°С, затем глина переносится на бумажный фильтр и взвешивается на аналитических весах с точностью до 0,0001 г. Количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает массу навески в граммах. Фильтры с глиной помещаются в тефлоновую воронку, установленную на тефлоновый стаканчик объемом 100 мл, затем вся система помещается в термошкаф. В течение 15 минут испытуемый раствор нагревается в тефлоновом стаканчике при температуре 80°С, затем в первую воронку наливается раствор и в течение 5 минут происходит растворение навески глины, при этом часть раствора отфильтровывается. Полученный фильтрат переносится во вторую воронку для растворения следующей навески глины, продолжительность второго фильтрования составляет 10 минут. Далее фильтрат переносится для растворения третьей навески глины, продолжительность фильтрования которой составляет 15 минут.

После фильтрования отработанная глина порциями промывается дистиллированной водой в количестве 200 мл при температуре 80°С, затем образцы сушатся в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы.

Растворимость глины в процентах рассчитывается по формуле:

P_г=(m₁-m₂)·100%/m₁,

где m₁ - масса глины до опыта, г;

m₂ - масса глины после опыта, г.

В опытах использовалась нефть Самотлорского месторождения, плотностью при 20°С, ρ₂₀=854 кг/м³ и динамической вязкостью при 20°С, η₂₀=10,6 мПа·с и керосин ТС-1.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью и керосином ТС-1 эмульсии не образуются: смеси нефти (или ТС-1) и предлагаемого состава (составы 1-3 в таблице 1, а также их растворы в пресной воде при соотношении состав: пресная вода, равном 1:1-1:9, соответственно) после встряхивания полностью разделяются на водную и углеводородную фазы в течение 5-30 мин, а последующее проливание содержимого пробирки через сито с размером ячеек 0,149 мм не оставляет на нем следов.

Как следует из таблицы 2, при температуре 80°С скорость растворения карбонатной породы предлагаемым кислотном составом ниже, чем в составе по прототипу спустя 10 минут после начала реакции, однако, спустя 130 минут после начала реакции, предлагаемые составы способны поддерживать достаточно высокую скорость растворения породы в то время, как скорость растворения породы составом по прототипу заметно снижается. За счет сохранения скорости реакции с карбонатной породой в течение времени общая растворяющая способность предлагаемых составов оказывается выше, чем состава по прототипу. При этом сохраняется приемлемое значение растворимости бентонитовой глины. В ходе реакции предлагаемые составы не образуют нерастворимых осадков, в то время как в составе по прототипу при реакции с карбонатной породой образуется осадок. Предлагаемые составы обладают более низкими значениями межфазного натяжения на границе с керосином ТС-1 и низкой скоростью коррозии, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки.

Для практического применения предлагается способ кислотной обработки призабойной зоны смешанного карбонатно-терригенного пласта, включающий закачку в скважину буферной жидкости, качестве которой используется 1,5-3,0%-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, и предлагаемого кислотного состава или его раствора, полученного при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24% раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении кислотный состав: вода (раствор кислоты) 1:1-1:9, соответственно в количестве 0,5-2,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием 1,0-3,0 м³ буферной жидкости и жидкости для продавки, в качестве которой используется раствор пресной или минерализованной воды или водонефтяная эмульсия или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции.

В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на образце керна - заглинизированного низкопроницаемого песчаника.

Таблица 3
№ п/п	Состав жидкости воздействия	Количество компонента	Проницаемость образца по керосину, мкм2
до воздействия	после воздействия
1.	Закачка керосина в прямом направлении	До стабилизации перепада давления	0,045
2.	Закачка состава №2 (таблица 1)	Разбавление 1:5 в воде, 3 поровых объема
3.	Закачка керосина в обратном направлении	До стабилизации перепада давления		0,074

Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемого керна раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость.

Источники информации

1. Смыков В.В. Ресурсо- и энергосберегающие технологии добычи нефти на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Альметьевск. - 2000.

2. Патент РФ №2199661 (Е21В 43/27), опубликован 27.02.2003, Бюл. №6. - аналог.

3. Патент РФ №2243369 (Е21В 43/27), опубликован 27.12.2004, Бюл. №36. - прототип.

4. Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Рон Томас «Тенденции в кислотной обработке матрицы», Нефтяное обозрение. Шлюмберже. - Осень. - 1996. С.20-31.

1. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, включающий хлорсодержащие реагенты, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода и пресную воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит метанол, сивушное масло, уксусную кислоту, лимонную кислоту, препарат ОС-20, представляющий из себя этоксилат натуральных высших жирных спиртов фракции C₁₆-C₁₈, ингибитор коррозии «ИКУ-118», а в качестве хлорсодержащих реагентов содержит хлорид аммония и соляную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алкилбензолсульфокислота	3,5-5,5
Препарат ОС-20	2,5-5,5
Хлорсодержащий реагент:
хлорид аммония	3,5-6,5
24%-ный раствор
ингибированной соляной кислоты	14,0-18,0
Метанол	12,0-16,0
Сивушное масло	4,0-8,0
Уксусная кислота	6,0-12,0
Лимонная кислота	2,5-4,5
Ингибитор коррозии «ИКУ-118»	0,1-0,5
Пресная вода	Остальное

2. Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, включающий последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используют 1,5-3,0%-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием указанной выше буферной жидкости в количестве 1,0-3,0 м³ и жидкости для продавки, в качестве которой используют пресную или минерализованную воду или водо-нефтяную эмульсию, или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 ч и последующее удаление продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используют состав по п.1 или его раствор, полученный при разбавлении указанного состава пресной водой или 3-24%-ным раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении состав по п.1: пресная вода или 3-24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9 соответственно.