Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов. Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94; комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7; ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2. 3 табл.

 

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, в частности к составам для проведения кислотной обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти или газа из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения карбонатной породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимер-глинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующих прискважинную зону пласта (ПЗП).

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU 2257467, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2005 в бюл. №21), который представляет собой 10-15%-ный водный раствор твердой основы, содержащей в мас. %: продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом 75,0-95,0, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 1,0-5,5, органические производные фосфоновой кислоты 2,5-15,0, азотсодержащий ингибитор коррозии 1,5-4,5. Указанный состав является термостойким, обеспечивает предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий при повышенном содержании железосодержащих стабилизаторов и сохраняет низкую коррозионную активность при хранении и транспортировке.

Недостатком этого состава является его низкая эффективность по отношению к глинистым и полимер-глинистым кольматантам.

Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта (патент RU 2242601, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.12.2004 в бюл. №35), содержащий водный раствор аммонийсодержащего вещества (например, карбамида), соляной кислоты и карбоновые кислоты и/или их производные. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %: водный раствор аммонийсодержащего вещества 5-50, соляной кислоты 5,5-15, карбоновые кислоты и/или их производные в количестве 0,01-10.

Этот состав предназначен для ликвидации прихватов бурильного инструмента при бурении скважин при температурах ниже 50°С, а также характеризуется низкой коррозионной активностью соляной кислоты.

Однако его эффективность в отношении глинистой и полимер-глинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующих ПЗП, также невысока. Кроме того, состав характеризуется высоким поверхностным натяжением между нефтью и составом и склонен к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU 2138634, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.09.1999), содержащий соляную и уксусную кислоты, ПАВ - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

соляная кислота 10-24
уксусная кислота 2,5-3,0
продукт взаимодействия третичных аминов с 0,03-0,3
пероксидом водорода
вода остальное.

Указанный известный состав хорошо работает в карбонатных коллекторах, глубоко проникает в поры пласта, диспергирует органические отложения нефти, снижает образование железосодержащих кольматантов. Однако указанный известный состав недостаточно эффективно разрушает глинистую часть коллектора, которая может быть представлена как природной составляющей, так и глинистой коркой, образующейся при бурении с использованием бурового раствора на глинистой или полимер-глинистой основе. Это снижает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Наиболее близким аналогом является солянокислотный состав для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (патент RU 2389750, МПК С09К 8/72, С09К 8/78, опубл. 20.05.2010 в бюл. №14), содержащий соляную кислоту, добавки, ингибитор коррозии, ПАВ, воду. При этом состав в качестве добавки содержит нитрат карбамида, бисульфат натрия, комплексон - вещество, выбранное из группы трилонов - натриевых солей этилендиаминтетрауксусной кислоты. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %:

соляная кислота 10-25
ПАВ 0,05-0,5
нитрат карбамида 0,5-3,0
бисульфат натрия 1-4
указанный комплексон 0,1-1,0
ингибитор коррозии 0,2-1,0
вода остальное.

В качестве соляной кислоты используется 36%-ная соляная кислота.

В качестве ПАВ состав содержит продукт взаимодействия третичного амина с перекисью водорода или композицию окиси амина с деэмульгирующими добавками, или оксиэтилированные алкилфенолы.

В качестве ингибитора коррозии состав содержит ингибиторы коррозии на основе четвертичных алкиламмонийных соединений марки Солинг, или на основе высококипящих отходов капролактама марки ВНПП-2-В, или на основе смеси ароматических аминов-бензилиденбензиламинов, метиленбензиламина, моно-дибензиламина марки В-2, или на основе продукта взаимодействия хлорметильных производных ароматических углеводородов с пиридином марки КИ-1, или на основе композиции, состоящей из азота и серосодержащих органических соединений с неорганическими солями марки Нейтинг.

Известный состав растворяет не только карбонатную матрицу коллектора, но и обеспечивает диспергирование природной глинистой составляющей, полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку, сформированную на забое скважины и внутри ПЗП.

Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность диспергирования полимер-глинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки из-за потери химической активности состава в результате нейтрализации натриевых солей этилендиаминтетрауксусной кислоты с соляной кислотой и многокомпонентность состава (семь ингредиентов), что снижает технологичность и повышает экономические затраты при приготовлении и использовании состава.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и технологичности кислотного состава для химической обработки и разглинизации ПЗП за счет повышения растворяющей способности состава не только воздействовать на карбонатную матрицу коллектора, но и более эффективно деструктурировать и диспергировать наряду с природной глинистой составляющей гораздо более прочную полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку, сформированную в ПЗП, повышение технологичности процесса приготовления кислотного состава.

Технические задачи решаются кислотным составом для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта, содержащим соляную кислоту, добавку и ингибитор коррозии.

Новым является то, что в качестве соляной кислоты используют 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты, в качестве добавки - комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А, в качестве ингибитора коррозии - ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94
комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7
ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2.

Для приготовления состава используют компоненты:

- 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая»;

- добавку - комплексный реагент Reads 1-5 по ТУ 2458-001-64013218-2010, представляющий собой стабилизированно-ингибированный водно-органический раствор, композицию труднолетучей основы и водно-органических растворителей, обладающую от слабокислого до нейтрального свойствами, водо-спиртовой раствор смеси неионогенных и анионоактивных ПАВ и фосфорорганических соединений (гидроксиэтилендифосфоновая кислота). По внешнему виду это жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах 900-1030 кг/м3, массовой долей активного вещества не менее 18%. Предназначена для применения в качестве многофункциональной добавки в технологические жидкости в нефтедобыче;

- добавку - ИТПС-011 А - смесь ПАВ группы аминов и четвертичных аммонийных солей в водно-органическом растворителе. По внешнему виду ИТПС-011 А - жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 900 кг/м3;

- ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 - представляет собой композиционную смесь азотсодержащих реагентов с активными добавками в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду ТН-ИК-2 представляет собой однородную прозрачную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, массовая доля сухого остатка не менее 17%, кинематическая вязкость при 20°С не более 100 мм2/с, плотность при 20°С не менее 0,920 г/см3;

- ингибитор коррозии Напор КБ - представляет собой композицию ионогенных и неионогенных ПАВ в растворителе. По внешнему виду это жидкость от бесцветного до желтого цвета с массовой долей активной основы не менее 18%.

Сущность предложения заключается в создании кислотного состава для химической обработки и разглинизации ПЗП. Повышение эффективности состава обеспечивается за счет одновременного присутствия в составе компонентов с разными свойствами и разным механизмом воздействия на карбонатную матрицу коллектора и на прочную полимер-глинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку. У кислотного состава следующий механизм воздействия на ПЗП: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты придает заявляемому составу повышенную химическую активность при растворении не только карбонатных составляющих породы, но и алюмосиликатных компонентов терригенного пласта и полимерглинистой буровой корки с баритом.

Добавка придает составу высокие смачивающие и проникающие свойства при проникновении в структуру породы пласта и компоненты буровой корки, что приводит к их диспергированию и разрыхлению, минимизирует вторичное осадкообразование - растворяет, вернее комплексирует, связывает ионы металлов, в частности ионы бария, кальция, магния, железа и другие. Добавка обеспечивает понижение межфазного натяжения между нефтью и составом, снижение скорости реакций растворения породы, увеличение контактного угла смачиваемости, предотвращение образования осадков и обеспечение максимального выноса продуктов реакции. Добавка в составе не реагирует, в отличие от трилона Б, который содержится в составе наиболее близкого аналога, с соляной кислотой и сохраняет свои физико-химические свойства.

Ингибитор коррозии в составе защищает от коррозии нефтепромысловое оборудование при добыче нефти, трубопроводы систем нефтесбора и транспортирования обводненной нефтяной эмульсии, а также систем ППД и сточных вод, содержащих растворенные сероводород и углекислоту. В заявляемом кислотном составе предлагаются эффективные и более дешевые марки ТН-ИК-2 или Напор КБ.

Все вышеперечисленные эффекты взаимно перекрываются и усиливаются, обеспечивая высокий синергетический эффект предлагаемого состава. За счет отличительных признаков (новая комбинация компонентного и рецептурного содержания состава) достигается новое качество - совокупность физико-химических характеристик и свойств нового кислотного состава, обеспечивающих достижение технического результата изобретения.

В лабораторных условиях кислотный состав для химической обработки и разглинизации ПЗП в объеме 100 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество компонентов: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты - 91 г (91 мас. %), добавку - 7 г (7 мас. %), ингибитор коррозии - 2 г (2 мас. %). Состав для химической обработки и разглинизации ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Оптимальное количество компонентов и их соотношение в составе для химической обработки и разглинизации ПЗП установлено опытным путем и представлено в табл. 1, в которой приведены 13 рецептур предлагаемого состава. Остальные составы для химической обработки и разглинизации ПЗП по табл.1 готовят аналогично.

В лабораторных условиях проведены опыты с предлагаемым составом и составом по наиболее близкому аналогу (тесты на растворимость и диспергируемость керновых материалов и полимерглинистой буровой корки с баритом) по следующей методике: в стеклянный химический стакан с предварительно взвешенным мелкоизмельченным керновым материалом приливали предлагаемый состав в объеме 50 см3. Стеклянный химический стакан помещали в вытяжной шкаф с постоянной температурой (24°С). По истечении контрольного времени (для определения растворяющей способности кернового материала (карбонат) - 40 мин, для определения растворяющей способности кернового материала (терриген) - 6 ч) содержимое стеклянного химического стакана фильтровали через бумажный фильтр, предварительно доведенный до постоянной массы. После чего оставшийся керновый материал на бумажном фильтре сушили до постоянной массы. Растворимость кернового материала (Р), мас. %, рассчитывали по формуле:

где mнач - масса кернового материала до обработки, г; m1 - масса кернового материала после обработки, г.

Межфазное натяжение «нефть-состав» измеряли по известной методике (метод объема капель) с помощью сталагмометра (марка СТ-1).

Аналогично проводили опыты с составом по наиболее близкому аналогу.

Основные характеристики состава для химической обработки и разглинизации ПЗП и солянокислотного состава для обработки и разглинизации призабойной зоны пласта по наиболее близкому аналогу приведены в табл. 3.

Приведенные в табл. 3 данные свидетельствуют о том, что предлагаемый состав по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу обладает большей физико-химической активностью по отношению как к карбонатным минералам коллектора, так и терригенным песчаноглинистым минералам (растворяющей и диспергирующей способностью), без видимого вторичного осадкообразования, большей растворяющей (диспергирующей) способностью полимерглинистой буровой корки с баритом при нормальных условиях (ратм=101325 Па, Твозд=24°С).

Предлагаемая дозировка добавки положительно влияет на степень снижения межфазного натяжения состава на границе с нефтью, которая составляет от 0,10 до 0,19 мН/м. У состава по наиболее близкому аналогу в 2-3 раза выше - 0,29-0,38 мН/м.

Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов предлагаемого состава в указанных установленных пределах. Увеличение концентрации компонентов в данном составе более установленного оптимального предела приводит лишь к стабилизации физико-химических параметров, а экономические затраты увеличиваются. Так, например, увеличение содержания 36%-ного водного раствора соляной синтетической кислоты более 94 мас. % (опыты №№19-21) не приводит к улучшению физико-химических растворяющих свойств состава.

В опытах №№26, 27 содержание добавки повышено более 7 мас. %, при этом устанавливается стабилизация физико-химической активности состава на одном уровне. То же самое происходит в опытах №№31, 32 и 36, 37 при увеличении содержания ингибиторов коррозии более 2,0 мас. %.

При уменьшении содержания компонентов в составах ниже указанных пределов наблюдается ухудшение физико-химических свойств, особенно растворяющих и диспергирующих параметров. Например, в опытах №№14, 15 (при концентрации 36%-ного водного раствора соляной синтетической кислоты менее 91 мас. %) ухудшаются растворяющие свойства состава. Так, в опытах №№21, 22 при снижении концентрации добавки менее 5 мас. % снижается физико-химическая активность состава по растворению и диспергированию породы и кольматантов, увеличивается межфазное натяжение. Например, в опытах №№28 и 33 (при концентрации ингибиторов коррозии менее 1,0 мас. %) повышаются скорость коррозии и вероятность начала выпадения осадков.

Снижение количества компонентов в предлагаемом составе более чем в 2 раза выгодно отличает его от наиболее близкого аналога, т.к. повышается технологичность приготовления (снижаются логистические затраты и сокращается время перемешивания).

За счет увеличения физико-химической активности, снижения межфазного натяжения, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков и облегченного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения (положительное воздействие спиртов и добавок, снижение межфазного натяжения) решены технические задачи - создан малокомпонентный и многоцелевой кислотный состав для химической обработки и разглинизации ПЗП (с высокой активностью по отношению не только к буровой корке с баритом, но и минералам и компонентам как терригенных, так и карбонатных коллекторов) с улучшенными технологическими свойствами по времени приготовления.

Предлагаемый состав при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению объемов добычи углеводородов (увеличения эффективности и результативности операций обработки ПЗП и разглинизации), комплексирования этих операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов.

Данный состав может эффективно применяться во всех известных технологических операциях по химической стимуляции продуктивности скважин и пластов для увеличения производительности нефтегазодобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений, и залежей, как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах, а также при разглинизации при освоении скважин после буровых работ.

Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что в качестве соляной кислоты используют 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты, в качестве добавки - комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А, в качестве ингибитора коррозии - ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94
комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7
ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов по кинетическому механизму в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в нефтегазовой отрасли для предотвращения образования техногенных газовых гидратов.

Изобретение относится к способу получения суспензии микрофибриллированной целлюлозы. Способ включает cтадии получения водной суспензии волокон природной целлюлозы, введения добавки в суспензию волокон природной целлюлозы, подачи полученной смеси непосредственно в гомогенизатор или флюидизатор и получение суспензии микрофибриллированной целлюлозы.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к полиоксалатному сополимеру, который содержит главные сложноэфирные звенья оксалата, соединенные вместе подобно прямолинейной цепи, и разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья, производные от трехфункционального или более высокофункционального спирта или кислоты, причём разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья содержатся в количестве 0,01-1,0% мол.

Изобретение относится к пропантам, используемым при гидроразрыве пласта для стимулирования добычи флюидов из подземных пластов. Пропант, предназначенный для использования в операциях гидроразрыва, включает частицу и покрытие, нанесенное на частицу, образованное из водной композиции покрытия, включающей 2-65 мас.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов. Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.: 36-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94; комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7; ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2. 3 табл.

Наверх