состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий 20%-ный водный раствор соляной кислоты, 98%-ный водный раствор уксусной кислоты и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС, отличающийся тем, что он содержит указанные компоненты при следующем их соотношении, об.%:

Раствор уксусной кислоты	7 - 8
ЛПС	65 - 70
Раствор соляной кислоты	22 - 28

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин нефтяного пласта с целью интенсификации, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью (ВВН).

Известен состав для обработки карбонатного пласта (ОПЗ) на основе соляной кислоты [см. Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966, с.41-56].

Недостатком состава является то, что соляная кислота имеет высокую скорость реагирования с породой пласта, в результате чего глубина проникновения ее в пласт невелика.

Кроме того, часто после обработки призабойной зоны (ОПЗ) соляной кислотой приемистость скважин снижается, так как растворы соляной кислоты характеризуются повышенным содержанием ионов железа вследствие коррозии оборудования, которые в виде гидроокиси осаждаются на породе. Все это приводит к снижению эффективности обработок.

Известен также способ для обработки карбонатного пласта на основе концентрированной уксусной кислоты [см. Амиян В.А. и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970, с.262].

Состав позволяет снизить скорость реакции с породой пласта.

Недостатком состава является ограниченность использования из-за высокой стоимости.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому составу для ОПЗ карбонатного пласта является состав [см. авт. св. СССР №1170127, кл. Е 21 В 43/27, 1985 г.], содержащий раствор соляной и уксусной кислот, а в качестве дополнительного замедлителя скорости реакции с карбонатной породой - жидкие продукты пиролиза от C₅ и выше при следующих соотношениях компонентов, % об:

соляная кислота (20%-ная)	4-20
уксусная кислота (98%-ная)	9-67
жидкие продукты пиролиза - смесь конденсатов
углеводородов C5 и выше	остальное.

При использовании состава для ОПЗ происходит снижение скорости реакции с породой пласта и повышение фильтруемости его в условиях низкопроницаемых коллекторов с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО).

Недостатком состава является невысокая эффективность снижения скорости реакции с породой пласта и невысокая эффективность удаления АСПО из низкопроницаемой пористой среды за счет низкой технологичности состава и глубины проникновения в карбонатный пласт, эмульсия водного раствора соляной и уксусной кислот в жидких продуктах пиролиза не отличается устойчивостью во времени. Кроме того, эффективность ОПЗ остается низкой из-за быстрого обводнения продукции скважины.

Недостатком состава является также ограниченность использования за счет специфичности использования добавки - продуктов пиролиза от С₅ и выше.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности ОПЗ за счет повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширение ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью.

Технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий 20% водный раствор соляной кислоты, 98% водный раствор уксусной кислоты и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС, содержит указанные компоненты при следующем их соотношении, % об.:

раствор уксусной кислоты	7-8
ЛПС	65-70
раствор соляной кислоты	22-28

Проведенные экспериментальные исследования показали, что предлагаемый состав позволяет:

- увеличить фильтрационные характеристики призабойной зоны за счет расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов при растворении минеральной составляющей пласта;

- замедлить, по сравнению с базовыми растворами кислот, скорость растворения карбонатов для увеличения радиуса их воздействия.

Он имеет низкое значение поверхностного натяжения для улучшения их проникающей способности вглубь низкопроницаемых каналов и облегчения обратного выноса отработанных составов в ствол скважины. Состав обладает высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО, низкой скоростью коррозии металлов и совместимостью отдельных компонентов между собой и с пластовой высокоминерализованной водой.

Комбинированное воздействие на карбонатную породу пласта и углеводородные отложения (АСПО) решается путем подбора углеводородного растворителя - диспергатора, способного при помощи сорастворителя растворяться в растворах кислоты. Таким сорастворителем является уксусная кислота, которая является связующим звеном между остальными компонентами и придает фазовую устойчивость всей системе.

Из доступных источников патентной и научно - технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков.

Следовательно, предлагаемый состав отвечает критерию изобретения "изобретательный уровень".

Для приготовления составов были использованы следующие материалы:

- 20%-ная соляная кислота (ГОСТ 857-88);

вводится в состав в растворах как растворитель породы, переводя смоло-парафиновые отложения (АСПО) в свободное состояние с последующим его объемным диспергированием.

- 98%-ная уксусная кислота (ГОСТ 61-75);

вводится в кислотный состав в качестве комплексообразователя ионов железа и в качестве сорастворителя, являющегося связующим звеном между отдельными компонентами, придающим фазовую устойчивость всей системе.

- легкая пиролизная смола (ЛПС) ТУ 38.10285-83;

-вводится в состав как растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки, влияющий на степень отмыва АСПО и позволяющий увеличивать проницаемость породы.

Для проведения опытов использовали:

- пластовую воду - плотность 1,113-1,156, г/см³, общая минерализация 195,1-236,7, г/л;

- керновый материал - проницаемость по воздуху 0,0010-0,0032 мкм²,

- пористость 6,3-11,6%, содержание кальцитов 93,32-98,96, доломитов 2,6-5,21%;

- хлористое железо (FeCl ₃) - ТУ 4147-74.

Приготовление составов проводили следующим образом.

Концентрированную соляную кислоту разбавляли пресной водой до 20%-ой концентрации по объему. Затем в него последовательно добавляли ЛПС и уксусную кислоту, после чего содержимое перемешивали.

Все составы являются стойкими во времени (7-9 суток) и гомогенными жидкостями. Порядок смешения отдельных компонентов не влияет на характеристики состава. Составы совместимы с водой. Характеристика составов приведена в таблице №1.

Таблица 1
№ кислотного состава.	Компоненты состава	Объемное содержание, % об.	Плотность, г/см3	Вязкость, мПа·с	Пверхностное натяжение, мН/м
1	2	3	4	5	6
1	98% СН3СООН	34
	ЛПС	57
	20% HCL	9	0,952	3,3	36,9
2	98% СН3СООН	7
	ЛПС	65
	20% HCL	28	0,948	3,8	36,4
3	98% СН3СООН	10
	ЛПС	70
	20% HCL	20	0,945	4,2	36,2
4	98% СН3СООН	9
	ЛПС	71
	20% HCL	20	0,941	4,3	36,0
5	20% HCl	100			67,4
6	15% HCl	100			72,0

Из таблицы 1 видно, что снижение поверхностного натяжения происходит у всех составов по сравнению с соляной кислотой, что обеспечивает высокую проникающую способность в продуктивный пласт. Предлагаемые составы, имеющие повышенную плотность по сравнению с плотностью высоковязкой нефти в пластовых условиях (0,874-0,908 г/см³) и меньшую по сравнению с ней вязкость (динамическая вязкость ВВН в пластовых условиях изменяется от 35,6 до 81,3 мПа·с), обусловлены положительным влиянием составов при закачке в пласт и вытеснении нефти из пласта.

Комплексообразующую способность кислотных составов по отношению к ионам железа определяли путем предварительного дозирования в них 40%-го раствора хлористого железа (FeCl₃). После чего составы нейтрализовали до значения рН=3, процесс выпадения гидроокиси железа регистрировали визуально (Методика из трудов Кристиана М. и др. Увеличение продуктивности приемистости скважин/ Пер. Кн. - М.: Недра, 1985).

Проведенные исследования показали, что все составы являются комплексообразователями ионов железа. Уксусная кислота в сочетании с другими компонентами, входящими в состав, стабилизирует растворенное железо от повторного выпадения его в осадок.

Плотность составов измеряли пикнометрами, динамическую вязкость на приборе Rheo-Viskometer; открытую пористость по ОСТ 39181-85; проницаемость по ОСТ 39161-83; поверхностное натяжение определяли сталагмометрическим способом.

Скорость растворения карбонатной породы определяли следующим образом: керн взвешивали с точностью до 0,01 г, измеряли площадь его поверхности и опускали в стакан с исследуемым составом, через 5 минут извлекали из состава, промывали водой и высушивали в сушильном шкафу при t=100°С до постоянного веса и снова взвешивали с первоначальной точностью. По разнице в весе определяли эффективность растворения.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2
Основные компоненты состава	Содержание компонентов, % об.	Площадь поверхности керна, м 2	Продолжительность реакции, мин	Вес керна до обработки, г	Вес керна после обработки, г	Скорость растворения, г/(м2·с)
1	2	3	4	5	6	7
98% СН3 СООН	34
ЛПС	57
20% HCL	9	0,0018	21	9,742	6,496	1,42
98% СН3СООН	7
ЛПС	65
20% HCl	28	0,0018	26	9,769	6,494	1,16
98% СН3СООН	10
ЛПС	70
20% HCl	20	0,0018	30	9,740	6,490	1,00
98% СН3СООН	9
ЛПС	71
20% HCl	20	0,0018	31	9,743	6,480	0,97
20% HCl	100	0,0013	12	5,265	0,398	5,2
15% HCl	100	0,0013	17	5,290	0,649	3,5

Из таблицы 2 видно, что все исследуемые составы обладают растворяющей способностью. Все они имеют низкую скорость растворения карбонатов по сравнению с соляной кислотой, что способствует глубокой ОПЗ пласта.

Степень диспергирования АСПО предлагаемым способом определяли по способу "холодного цилиндра". Методика состоит в следующем.

В нефть, разогретую до 30°С, опускали цилиндр, температуру которого поддерживали на уровне 15°С добавлением в него льда. При перемешивании нефти в течение 30 мин, в результате отличия ее температуры от температуры "холодного" цилиндра на поверхности цилиндра образовывался осадок АСПО.

Цилиндр с образовавшимся осадком извлекали из емкости с нефтью и после полного стекания с него ее остатков, взвешивали и переносили в стакан с испытуемым составом определенной концентрации, температуру которого поддерживали также до 30°С. Затем исследуемый состав постепенно перемешивали в течение 3 минут, при этом происходило отделение выпавшего осадка с поверхности "холодного" цилиндра. После этого цилиндр повторно взвешивали и по отношению его к весу первоначально образовавшегося осадка определяли эффективность моющей способности исследуемого состава данной концентрации по формуле:

Э=Q₂ /Q₁·100%,

где Q₁ - масса осадка, образовавшегося на поверхности "холодного цилиндра", г;

Q₂ - масса отмытого осадка, г.

Результаты исследований приведены в таблице 3.

Таблица 3
Основные компоненты состава	Содержание компонентов, % об.	Масса пустого цилиндра, г	Масса цилиндра с АСПО до отмыва, г	Масса АСПО, г	Масса цилиндра с АСПО после отмыва, г	Степень отмыва, % мас.
1	2	3	4	5	6	7
98% СН3 СООН	34	7,440	7,720	0,280	7,592	54,2
ЛПС	57
20% HCl	9
98% СН3СООН	7	7,440	7,605	0,175	7,578	78,8
ЛПС	65
20% HCl	28
98% СН3СООН	10	7,440	7,595	0,155	7,565	80,6
ЛПС	70
20% HCl	20
98% СН3СООН	9	7,440	7,595	0,155	7,559	76,7
ЛПС	71
20% HCl	20

Из таблицы 3 видно, что все исследуемые составы обладают отмывающей способностью по отношению к АСПО. Наиболее высокой отмывающей способностью обладают составы, содержащие 65% и 70% ЛПС.

В лабораторных условиях была проведена серия опытов по определению проницаемости кернового материала в зависимости от пористости кернового материала и количества промывок.

Результаты исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4
Основные компоненты рабочего раствора.	Содержание компонентов, % об.	Пористость керна, %	Проницаемость, мкм2
			Исходная	После обработки/Кратность увеличения
				первый поровый объем	Второй поровый объем	третий поровый объем
1	2	3	4	5	6	7
98% СН3СООН	34
ЛПС	57			0,0021	0,0036	0,0055
20% HCL	9	10,6	0,0018	1,1	2,7	4,2
98% СН3СООН	7
ЛПС	65			0,0038	0,0072	0,022
20% HCL	28	10,7	0,0017	1,9	3,4	13,4
98% СН3СООН	10
ЛПС	70			0,0048	0,012	0,029
20% HCL	20	11,0	0,0019	2,5	6,5	15,2
98% СН3СООН	9
ЛПС	71			0,0048	0,012	0,029
20% HCL	20	11,0	0,0018	1,6	4,5	12,2

Из таблицы 4 видно, что проницаемость керна увеличивается после прокачки одного объема предлагаемых составов и продолжает существенно увеличиваться с увеличением объема прокачки, составы способны одновременно растворять карбонатные породы и АСПО, обладают высокой проникающей и вымывающей способностью, растворяются в воде любой минерализации, увеличивают проницаемость породы в среднем от 4,2 до 15,2 раз.

Исследования фазового состояния и устойчивости системы показали, что состав является устойчивой гомогенной жидкостью в течение семи девяти-суток при следующих инградиентах,% об:

98% уксусная кислота	6-9
легкая пиролизная смола	64-71
20% раствор соляной кислоты	остальное

При уменьшении значений ЛПС система переходит в эмульсию, что снижает эффективность ОПЗ.

Данные, приведенные в таблицах 1-4, показывают, что состав, содержащий следующие компоненты, % об.:

98% раствор уксусной кислоты (СН 3СООН)	7-10
легкая пиролизная смола	65-70
20% раствор соляной кислоты (HCL)	остальное,

обладает низкими значениями поверхностного натяжения на границе с породой и межфазного на границе нефть-состав, что способствует высокой фильтруемости его в низкопроницаемую нефтенасыщенную часть продуктивного пласта; высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО, что способствует глубине проникновения и увеличению охвата по толщине продуктивного пласта; замедленной скоростью растворения по отношению к карбонатам, что также способствует глубокой ОПЗ пласта; максимально увеличивает проницаемость породы, что в промысловых условиях приведет к увеличению приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, к увеличению коэффициента вытеснения нефти.

Исследования показали, что увеличение содержания ЛПС выше 70% приводит к понижению содержания соляно-кислотной фазы в растворе и снижает эффективность ОПЗ. Уменьшение нижнего предела содержания ЛПС также снижает эффективность ОПЗ.

Технико-экономическая эффективность предлагаемых составов для ОПЗ карбонатного пласта слагается за счет повышения эффективности ОПЗ, то есть повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширения ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью.