замедленный кислотный и гелеобразующий состав

Формула изобретения

Замедленный кислотный и гелеобразующий состав, включающий соляную кислоту и алюмосиликат, отличающийся тем, что дополнительно содержит лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 - 10,0

Лигносульфонат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5 -10,0

Соляная кислота - Остальноес

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и, содержащих карбонаты, пластов нефтяных месторождений.

Известны кислотные составы, содержащие органические кислоты, поверхностно-активные вещества, полимеры и другие химические реагенты (В.И.Кудинов, Б. М.Сучков. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн.изд-во, 1996, с.69-97, Глазова В.М., Трахтман Г.И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. ВНИИОЭНГ, серия "Нефтепромысловое дело", 1985, 60 с.). Недостатком известных составов является недостаточная эффективность, связанная с высокой скоростью реакции кислотных композиций с карбонатной породой или цементом.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является кислотный состав (патент РФ 2173383 МПК⁶ Е 21 В 43/27), включающий соляную кислоту и алюмосиликат. Недостатком его является недостаточная эффективность.

При разработке месторождений с неоднородными пластами необходимо решать проблемы повышения дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, а также проведения водоизоляционных работ. Желательно, чтобы все вышеуказанные проблемы решались с использованием минимального набора реагентов.

Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия состава на карбонатный коллектор. Указанная задача решается при применении замедленного кислотного и гелеобразующего состава, включающего соляную кислоту и алюмосиликат, отличающийся тем, что дополнительно содержит лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюмосиликат ( в пересчете на сухое вещество) - 0,5-10,0

Лигносульфонат (в пересчете на сухое вещество) - 0,5-10,0

Соляная кислота - Остальное

В заявляемом составе используются растворимые в соляной кислоте природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства. Могут быть использованы: нефелин (например, по ТУ 113-12-54-89), синтетические цеолиты (например, цеолит для CMC по ТУ38.1011366-94), отходы производства цеолитов (цеолитные шламы), высокоглиноземистый цемент (ГОСТ 969-91) и т.п.

Лигносульфонат (сульфитный щелок, сульфитно-спиртовая барда и т.п.) является отходом производства бумаги сульфитным методом. Для приготовления раствора может быть использован жидкий или сухой лигносульфонат.

Для приготовления состава используется техническая соляная кислота.

Состав готовят путем растворения компонентов в соляной кислоте, после чего состав закачивают в нефтяной пласт. Соляную кислоту для состава готовят смешением концентрированной кислоты с пресной или минерализованной водой.

Эффективность заявляемого состава достигается следующим способом. Лигносульфонат и алюмосиликат являются реагентами, замедляющими реакцию соляной кислоты с карбонатной породой. По сравнению с прототипом заявляемый состав позволяет в большей степени замедлить скорость реакции кислоты с карбонатом, что позволит увеличить глубину и, следовательно, эффективность воздействия. Большая степень снижения скорости реакции по сравнению с прототипом обеспечивается тем, что в качестве замедлителя используется смесь лигносульфоната и алюмосиликата. Механизм замедляющего действия алюмосиликата и лигносульфоната заключается в следующем. Коллоидная и полимерная природа растворов алюмосиликатов и лигносульфонатов в соляной кислоте приводит к тому, что замедляется скорость диффузии ионов водорода в растворе. В результате взаимодействия состава с карбонатом на поверхности породы образуется защитный гелеобразный слой, что сопровождается замедлением скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Лигносульфонат увеличивает прочность сцепления с породой и плотность защитного геля на поверхности карбоната.

При содержании в составе алюмосиликата в концентрациях 5% и выше в результате взаимодействия состава с карбонатом происходит образование геля, т.е. состав может быть использован для водоизоляционных работ в нефтяном коллекторе. При этих концентрациях алюмосиликата добавка лигносульфоната повышает прочность образующегося тампонажного материала - геля. Лигносульфонат имеет свойства ПАВ, поэтому увеличивает прочность сцепления образующихся гелей с поверхностью породы. Лигносульфонат повышает вязкость гелеобразующего раствора, что повышает селективность воздействия, т. к. гелеобразующий раствор поступает в трещины и каверны. Лигносульфонат имеет свойства ПАВ, поэтому увеличивает прочность сцепления образующихся гелей с поверхностью породы.

Таким образом, в зависимости от концентрации компонентов заявляемый состав может проявлять свойства замедленного кислотного или гелеобразующего состава, т. е. на основе минимального набора реагентов можно решать ряд промысловых задач.

Замедленный кислотный и гелеобразующий состав может быть применен для повышения приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин, а также для водоизоляционных работ на нефтяных месторождениях с карбонатными или карбонатсодержащими пластами.

Эффективность заявляемого состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1-5.

Пример 1

Скорость реакции взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой определяли по скорости образования углекислого газа. Использовали дезинтегрированный и экстрагированный спиртобензольной смесью карбонатный керн продуктивного горизонта месторождения (турнейский горизонт). Пыль и соль удаляли промыванием водой, после чего керн сушили до постоянного веса при 105^oС. Перед экспериментом дезинтегрированный керн смачивали нефтью месторождения. Избыточную нефть удаляли с помощью воронки Бюхнера. Скорость выделения углекислого газа измеряли на монометрической установке. В реактор (коническую колбу с отводами) помещали 5-6 г дезинтегрированного, смоченного нефтью карбонатного керна и прибавляли 15 мл кислотного раствора, после чего измеряли объем выделившегося углекислого газа.

Кинетические кривые выделения углекислого газа трансформировали в прямые в координатах следующей формулы:



где V - скорость реакции, ммоль/с; V_о - начальная скорость реакции, ммоль/с, К - постоянная величина, ммоль ^-1с^-1, - количество образовавшегося углекислого газа, ммоль, количество растворенного карбоната кальция, ммоль.

Данные табл. 1 показывают, что заявляемый состав позволяет значительно замедлить скорость реакции как на начальном участке реакции (уменьшение V_o), так и при значительной конверсии соляной кислоты (увеличивается значение параметра К).

Пример 2

Исследование гелеобразования при взаимодействии кислотных составов проводили по следующей методике. 50 мл кислотных составов помещали в колбы с карбонатом, причем навеска карбоната подбиралась таким образом, чтобы данный реагент был не менее чем в 1,5 избытке. Затем реакционная масса выдерживалась сутки, после чего визуально наблюдали за гелеобразованием. Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Проведенные исследования показывают, что при использовании заявляемого состава (по сравнению с прототипом) увеличивается плотность гелей.

Пример 3

В фильтрационных экспериментах использовали насыпные модели пласта. Подготовку моделей пласта проводили по общепринятой методике. Модели пласта насыщали пресной водой под вакуумом. Затем модели пласта насыщали изовискозной моделью нефти месторождения. При этом через модель пласта фильтровали 4,0 - 4,3 поровых объемов (п.о.) модели нефти. Затем нефть из модели вытесняли пресной водой до стабилизации перепада давления и 99-100% обводненности продукции на выходе. При этом измеряли начальную проницаемость моделей пласта (K₁). После чего закачивали кислотный состав и затем фильтровали пресную воду (4-5 п.о.) до стабилизации перепада давления. При этом измеряли проницаемость модели пласта воздействия (К₂). Эксперимент проводили при противодавлении 10,5-12 атм, чтобы уменьшить влияние на проницаемость выделения углекислого газа при взаимодействии кислотных растворов с карбонатом. Результаты эксперимента приведены в табл.3.

В ходе закачки в модель пласта состава прототипа (опыт 1) происходит незначительный рост фильтрационного сопротивления (перепада давления), что может быть связано с неполным растворением углекислого газа в воде. Последующая закачка пресной воды сопровождается снижением перепада давления и увеличением проницаемости модели пласта (по сравнению с исходной проницаемостью). В результате закачки 1 п.о. состава-прототипа проницаемость модели пласта увеличилась в 5,2 раза.

В опыте 2 исследовали влияние на проницаемость пористой среды заявляемого состава. Закачка состава первоначально сопровождалась ростом перепада давления. Переход на закачку воды сопровождался быстрым снижением перепада давления и ростом проницаемости модели пласта по воде. По сравнению с исходной проницаемость выросла в 7,4 раза. Таким образом, заявляемый состав может быть эффективно использован для повышения приемистости нагнетательных скважин.

Сопоставление результатов опытов 1 и 2 показывает, что заявляемый состав по сравнению с прототипом имеет в 1,42 раза большую эффективность.

Пример 4

Фильтрационный эксперимент проводили по ранее описанной методике. В работе использовали высокопроницаемые модели пласта из крупнодисперсного дезинтегрированного карбонатного керна (размеры частиц 0,315-1,0 мм), что моделировало трещины неоднородного карбонатного пласта.

Данные эксперимента, приведенные в табл. 4, показывают, что состав-прототип снижает проницаемость пористой среды в 32,5 раз, а заявляемый состав в 68,6 раз. Таким образом, заявляемый состав способен снижать проницаемость в 2,1 раз большей степени, чем состав прототип.

Пример 5

Насыпные модели пласта готовили по общепринятым методикам. Модели пласта насыщали пресной водой под вакуумом. Затем модели пласта насыщали изовискозной моделью нефти месторождения. При этом через модель пласта фильтровали 4,0 - 4,3 поровых объемов (п.о.) модели нефти. При этом измеряли начальную проницаемость моделей пласта по нефти (K₁). После чего закачивали кислотный состав, останавливали на сутки для завершения реакции и затем фильтровали модель нефти (4-5 п.о.) до стабилизации перепада давления. При этом измеряли проницаемость модели пласта воздействия (К₂). Эксперимент проводили при противодавлении 10,5-12 атм. Результаты эксперимента приведены в табл.5.

Полученные результаты показывают, что заявляемый состав позволяет в большей степени (по сравнению с прототипом) увеличить проницаемость карбонатных пористых сред.

Приведенные в примерах данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность извлечения нефти из карбонатных и карбонатсодержащих коллекторов.