состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине

Формула изобретения

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине, включающий соляную кислоту и добавку, отличающийся тем, что в качестве добавки состав содержит водный раствор гидрофобизатора ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензилам монийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, при следующем соотношении компонентов, об.

Гидрофобизатор ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензилам монийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида 0,1- 2,5

Соляная кислота Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработкам призабойной зоны продуктивных пластов.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине, включающий соляную кислоту и ингибирующую добавку.

Известный состав в качестве добавки содержит АНП-2, который представляет солянокислую соль жирных аминов, ранее выпускаемый по МРТУ 612314-64. Недостатком этого состава является то, что он имеет невысокую ингибирующую способность и недостаточную степень вытеснения нефтью. Кроме того, состав малоэффективно снижает фазовую скорость фильтрации воды, что после обработки обводненного пласта не позволит существенно снизить приток попутной воды.

Известен также состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине, включающий соляную кислоту и добавку.

Этот состав в качестве добавки содержит смесь ПАВ МЛ-72 или МЛ-80. Недостатком этого состава также является низкая ингибирующая способность кислотной коррозии по отношению к металлу и все же невысокой степень восстановления проницаемости призабойной зоны пласта после обработки в эксплуатационной скважине.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине содержит водный раствор соляной кислоты и водный раствор гидрофобизатора ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, при следующем соотношении компонентов, об. гидрофобизатор ИВВ-l 0,1 2,5; соляная кислота остальное.

Технический результат выражается в повышении составом фазовой скорости фильтрации нефти с одновременным уменьшением фазовой скорости фильтрации воды в продуктивном пласте с последующим восстановлением проницаемости обработанной призабойной зоны, а также снижении коррозионной активности состава по отношению к металлу и цементному кольцу.

Соляная кислота НСl бесцветный водный раствор хлористого водорода. Для нужд нефтяной промышленности заводы-изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту /ТУ 6-01-714-77/ и синтетическую соляную кислоту техническую /ГОСТ 857-78/. По заказу потребителей в солянокислотные растворы добавляют ингибиторы коррозии /например, ПБ-5, В-2, КИ-1. и др./. Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте составляет: ТУ 6-01-714-77 22% /марка А/ и 20% /марка Б/ ГОСТ 857-78 35% /марка А/ и 31,5% /марка Б/.

Перед применением допускается разбавление кислоты водой.

Гидрофобизатор ИВВ-1 водный раствор смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида. Гидрофобизатор ИВВ-1 представляет собой жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с плотностью 975-995 кг/м³, изготовляется в соответствии с ТУ6-01-1-407-89. По физико-химическим показателям ройный раствор гидрофобизатора ИВВ-1 должен соответствовать требованиям:

массовая доля алкилдиметилбензиламмонийхлорида не менее 45%

массовая доля третичного амина не более 5%

массовая доля соли третичного амина не более 10%

рН водного раствора в пределах 6,0 7,5.

Гидрофобизатор ИВВ-1 умеренно-токсичное вещество, согласно ГОСТ 12.1.007-76 относится к 3-ему классу опасности.

Состав получают смешением двух взаиморастворимых жидкостей насосным агрегатом, создавая круговую циркуляцию в течении 15-45 мин до образования гомогенной системы. Состав готовят заблаговременно или непосредственно перед началом работ у устья скважины, после чего закачивают в насосно-компрессорные трубы /НКТ/ и продавливают в продуктивный пласт. Применение состава позволяет снизить коррозию НКТ и обсадных труб в призабойной зоне, а также степень растворения цементного кольца в процессе доставки состава в пласт-коллектор, в процессе обработки снизить фазовую скорость фильтрации воды и увеличить ее для углеводородной жидкости; легче и в большем количестве вытеснить отработанный состав из парового пространства нефтью после обработки.

В лабораторных исследованиях коррозионной активности состава по отношению к металлу использовались образцы пластинок из стали НКТ и обсадных труб нефтяного состамента марки "Д" размером 16х15х2 мм, которые предварительно шлифовались, обезжиривались спирто-бензолом, затем спиртом, помещались на 2 часа в эксикатор и взвешивались. Пластинки на специальных фторопластовых держателях помещались в стаканы с различными составами, указанными в табл. 1. Объемы составов брали из условия 7 см³ на 1 см² площади пластинок. Стаканы в свою очередь вставляли в обойму, закрепленную на мешалке. Обойма помещалась в термостат и вращалась со скоростью примерно 150 мин^-1.

По данным табл. 1 при концентрации гидрофобизатора Иве-1 в химически чистой /х. ч./ соляной кислоте в диапазоне концентраций 0,1-2,5 имеет место стабилизация минимальных значений скорости коррозии стали, которая соизмерима со скоростью коррозии в технической ингибированной /т.и./ соляной кислоте с заводскими ингибиторами /ПБ-5, В-2, КИ-1/. На практике поставляемые кислоты иногда доливают в одни и те же емкости, происходит смешение кислот, имеющих различные ингибиторы, поэтому представлены данные и с такими смешанными кислотами. Как видим, добавка гидрофобизатора ИВВ-1 в уже ингибированные кислоты дополнительно усиливает ингибирующий эффект. По сравнению же с другими известными составами с добавками АНП-2 и МЛ-8О предлагаемый состав имеет явное преимущество.

Определение коррозионной активности по отношению к цементному камню проводились на образцах размером Зх1х1 см, затворенных из портландцемента с В/Ц 0,5 и твердевших в течении недели при забойной температуре 80^oС Перед применением цементные образцы высушивались при температуре 100-105^oС, затем помещались в составы объемом исходя из условия 3 см³ на 1 см² площади поверхности цементного образца. После выдерживания образцов в течении 1 часа образцы полоскались в воде и высушивались до постоянного веса. Данные скорости коррозии цементных образцов представлены в табл. 2. При сравнительно малой концентрации гидрофобизатора ИВВ-1 в соляной кислоте, равной 0,1-2,5 скорость коррозии соответственно замедляется, примерно, на 15-50

Опыты по определению фазовых скоростей фильтрации жидкостей через паровое пространство проводились на модели пласта из кварцевого песка фракции 0,315-0,630 мм, который перед этим промывали водой обеpжиривали и удаляли соединения железа раствором х. ч. соляной кислоты, затем нейтрализовали раствором питьевой соды, вновь промывали дистиллированной водой и сушили при 100-105^oС. Навеску песка в 330 г засыпали в делительные воронки с внутренним диаметром 46 мм, при этом высота песчаного керна составляла 170-180 мм. В первом опыте песчаный керн смочили водой и определили ее объемную скорость фильтрации через вертикальный столбик песка под действием сил гравитации, которая составила 1,92 л/ч. Затем через этот песок профильтровали керосин. Объемная скорость фильтрации керосина составила 0,0071 л/ч. Во второй делительной воронке начальная скорость фильтрации воды составила 2,85 л/ч, но в этом случае через песчаный керн профильтровали состав из 12-ной соляной кислоты с добавкой 1 гидрофобизатора ИВВ-1, а затем вновь замерили объемную скорость фильтрации воды, которая составила 0,86 л/ч. Произошло замедление объемной скорости фильтрации воды в 3,31 раза. Далее повторно обработали составом 12-ной соляной кислоты с добавкой 2 гидрофобизатора ИВВ-1 и замерили объемную скорость фильтрации керосина, которая составила 0,72 л/ч. Сравнивая полученные величины в первом опыте /0.0071 л/ч / и после обработки составом во втором опыте /0,72 л/ч / видим, что произошло увеличение скорости фильтрации керосина в 101 раз. Для сравнения аналогичные опыты провели в третьей, вертикально установленной, делительной воронке с добавкой в соляную кислоту АНП-2, в которой исходная объемная скорость фильтрации воды составила 2,50 л/ч. После обработки песчаного керна 12-ной НС1 с добавкой 1 АНП-2 объемная скорость фильтрации воды составила 1,20 л/ч. В данном случае замедление произошло только в 2,08 раза. Далее песчаный керн повторно обработали 12-ной НС1 с добавкой 2 АНП-2 и определили объемную скорость фильтрации керосина, которая составила 0,66 л/ч. Как видим, произошло увеличение по сравнению с условно постоянной величиной 0,0071 л/ч только в 93 раза. Таким образом, гидрофобизатор ИВВ-1 более эффективно повышает фазовую скорость фильтрации углеводородной жидкости и снижает фазовую скорость фильтрации воды.

Кроме того, на песчаном керне также провели опыты и по выявлению степени вытеснения составов с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 и других реагентов нефтью. В установленные в штативы делительные воронки засыпали одинаковые навески песка, после чего через столбики песка пропускались фиксированные объемы составов с 3-ной соляной кислотой и 0,1-ной добавкой. Малоконцентрированные составы брались потому, что важно знать вытеснение отработанных кислотных растворов нефтью после выдержки в пласте в течении нескольких часов, то есть нейтрализации кислоты и адсорбции добавок на поверхности парового пространства. По разнице залитого и прошедшего через столбик песка объема состава, удерживаемого капиллярными силами, судили о начальной насыщенности парового пространства составом. Затем состав вытесняли пропусканием фиксированного объема нефти /нефть предварительно разбавляли керосином до вязкости, близкой к пластовой, равной 3-4 сП / и определяли процент вытесненного объема состава. Данные замеров представлены в табл. 3. Наивысшая степень вытеснения состава в 89 достигается с добавкой гидрофобизатора.

Исходя из проведенных лабораторных исследований коррозионной активности состава по отношению к цементному камню концентрация добавки гидрофобизатора ИВВ-1 менее 0,1 нежелательна, составов с 3-ной соляной кислотой и 0,1-ной добавкой. Малоконцентрированные составы брались потому, что важно знать вытеснение отработанных кислотных растворов нефтью после выдержки в пласте в течении нескольких часов, то есть нейтрализации кислоты и адсорбции добавок на поверхности парового пространства. По разнице залитого и прошедшего через столбик песка объема состава, удерживаемого капиллярными силами, судили о начальной насыщенности парового пространства составом. Затем состав вытесняли пропусканием фиксированного объема нефти /нефть предварительно разбавляли керосином до вязкости, близкой к пластовой, равной 3-4 сП / и определяли процент вытесненного объема состава. Данные замеров представлены в табл. 3. Наивысшая степень вытеснения состава в 89 достигается с добавкой гидрофобизатора.

Исходя из проведенных лабораторных исследований коррозионной активности состава по отношению к цементному камню концентрация добавки гидрофобизатора ИВВ-1 менее 0,1 нежелательна, но уже достаточна для эффективного восстановления проницаемости обработанной зоны при вытеснении состава нефтью из парового пространства, а исходя из исследований коррозионной активности по отношению к металлу дальнейшее повышение концентрации ИВВ-1 более 2,5 не приведет к существенному замедлению скорости коррозии, поэтому приемлемая концентрация добавки гидрофобизатора ИВВ-1 находится в пределах 0,1-2,5 а оптимальная добавка 1

Эффективность от применения предложенного состава заключается в уменьшении содержания железа в составе после продвижения по НКТ, а значит уменьшении количества выпавших в призабойной зоне пласта коллоидных осадков типа гидроокиси железа и др. солей, кольматирующих поровое пространство и снижающих его проницаемость, что вместе с повышением фазовой скорости фильтрации нефти и снижением фазовой проницаемости воды в обводненном пласте приведет к увеличению дебитов одновременно со снижением обводненности продукции. Большая степень вытеснения отработанного состава после обработки в процессе освоения позволит в более короткие сроки вывести скважину на режим. Снижение скорости коррозии стали продлит сроки эксплуатации скважинного оборудования, а цементного кольца позволит предупредить ранние заколонные перетоки пластовых флюидов и проведение нескольких ремонтно-изоляционных работ. Помимо того, замедление скорости реакции с горной породой в карбонатном коллекторе или его включениями /по аналогии с цементным камнем/ позволит замедлить нейтрализацию кислоты и провести более глубокую обработку пласта, тем самым повысить успешность операции. ТТТ1 ТТТ2