Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано для очистки терригенных коллекторов добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными разностями в призабойной зоне нефтяных скважин. Технический результат - уменьшение затрат на кислотную обработку и увеличение дебита нефти при обработке призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, включающий водный раствор соляной кислоты, плавиковую кислоту и ингибитор коррозии, в качестве плавиковой кислоты содержит основной компонент отхода производства фтора, в качестве ингибитора коррозии – СНПХ-6301 и дополнительно – кремнефтористоводородную кислоту - основной компонент отхода производства фтора при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанная кремнефтористоводородная кислота 2,0 - 8,0, указанная плавиковая кислота 1,0 – 4,0, СНПХ-6301 0,1 – 0,2, соляная кислота 10,0 – 12,0, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использовано для очистки терригенных коллекторов добывающих и нагнетательных скважин с карбонатными разностями в призабойной зоне пласта.

Из существующего уровня техники известен способ обработки продуктивных пластов, включающий нагнетание в скважину щелочного и кислотного растворов, отличающийся тем, что в качестве щелочного раствора используется состав, содержащий мас.%:

Гидрооксид натрия или калия 10,0-30,0

Метиловый, или этиловый, или изопропиловый спирт 5,0-50,0

Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,0

Вода Остальное

а в качестве кислотного раствора используется состав, содержащий, мас.%:

Соляная и/или фтористоводородная кислота 0,5-15,0

Метиловый, или этиловый, или изопропиловый спирт 5,0-30,0

Ингибитор коррозии 0,1-0,5

Вода Остальное

при этом нагнетание щелочного и кислотного раствора проводят последовательно раздельно с выдержкой щелочного раствора в пласте или в стволе скважины (см. заявку РФ №97116968, Е 21 В 43/27, 10.07.1999).

Недостатком является высокая стоимость состава и неэффективная обработка призабойной зоны нефтяных скважин.

Недостатком этого состава является то, что высокая концентрация плавиковой кислоты /HF/ в начальный момент обработки обуславливает высокую скорость образования нерастворимого фтористого кальция СаF₂, что препятствует дальнейшему проникновению состава в породу призабойной зоны пласта. Кроме того, товарная плавиковая кислота имеет высокую стоимость.

Задачей изобретения является уменьшение скорости в начальный момент обработки, увеличение проникновения состава в породу призабойной зоны пласта (ПЗП) и уменьшение затрат на обработку ПЗП.

Технический результат при реализации изобретения - уменьшение затрат на кислотную обработку и увеличение дебита нефти при обработке ПЗП.

Технический результат достигается тем, что заявляемый состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, включающий водный раствор соляной кислоты, плавиковую кислоту и ингибитор коррозии, согласно изобретению в качестве плавиковой кислоты он содержит основной компонент отхода производства фтора, в качестве ингибитора коррозии СНПХ-6301 и дополнительно содержит кремнефтористо-водородную кислоту (Н₂SiF₆) - основной компонент отхода производства фтора при следующем соотношении компонентов, маc.%:

Указанная кремнефтористо-водородная кислота 2,0-8,0

Указанная плавиковая кислота 1,0-4,0

СНПХ-6301 0,1-0,2

Соляная кислота 10,0-12,0

Вода Остальное

Сущность изобретения заключается в том, что данный состав для кислотной обработки ПЗП приготавливают на основе отходов производства фтора, содержащих кремнефтористо-водородную и плавиковую кислоты, и водного раствора соляной кислоты и ингибитора коррозии. Выбранное соотношение компонентов обеспечивает снижение скорости реакции с породами ПЗП на начальной стадии, более глубокой проникновение состава в породы и большую степень растворения загрязнений. При этом существенно уменьшаются затраты на глинокислотную обработку скважины.

Фторсодержащие отходы являются многотоннажным отходом производства фтора химических комбинатов России. Состав таких отходов приведен в табл. 1. Основными компонентами отходов являются кремнефтористо-водородная кислота (Н₂SiF₆) и плавиковая кислота (HF), содержание которых изменяется соответственно в пределах (2-15)% и (3-6,5)%.

Состав был испытан в лабораторных и промысловых условиях. Результаты лабораторных опытов приведены в табл. 2 и 3, результаты промысловых опытов в табл. 4.

Состав для лабораторных опытов готовили смешиванием отходов производства фтора, технической соляной кислоты концентрации 27,5%, ингибитора коррозии и воды в следующем порядке. К кислотным отходам с известным содержанием плавиковой и фтористоводородной кислоты добавляли необходимое количество технической соляной кислоты концентрацией 27,5%, затем добавляли воду и ингибитор коррозии, доводя содержание основных компонентов до необходимой концентрации. В качестве ингибитора коррозии использовали СНПХ6301, состава (марка А): нонол АФ - 25%, олени - 20%, изомерные аминопарафины - 50%, изопрополовый спирт - 50%.

Данные о составе приведены в табл. 2.

Эффективность состава определяли по изменению массы частиц керна терригенного коллектора нефтяной скважины Лугинецкого месторождения ОАО “Томскнефть” ВНК. Характеристики породы керна: пористость 20%, степень карбонизации 0,5-2,5%. Поры керна заполнены антигенным глинистым материалом.

Примеры 1-7. Навески величиной 1 г фракции 0,64-0,54 керна продуктивного пласта помещали в колбу, наливали 25 мг раствора /состава/, закрывали притертой пробкой и помещали в термостат при 45°С и выдерживали в течение 2 или 6 ч. Затем фильтровали навески и сушили до постоянного веса. Результаты опытов приведены в табл. 3.

Лабораторные опыты показали, что предложенный состав /смесь соляной кислоты и фторсодержащих отходов/ на начальной стадии процесса, при времени реагирования до 2 ч, медленнее растворяет породы терригенных коллекторов. Вследствие меньшей скорости реакции глубина проникновения смеси кислот в породы увеличивается по сравнению с известным составом в 1,5-2 раза. При увеличении времени обработки до 6 ч глубина реагирования предложенного состава увеличивается по сравнению с исходным составом на 40-60%.

Промысловые испытания (табл. 4) показали, что глинокислотная обработка ПЗП предложенным составом с использованием фторсодержащих отходов позволяет увеличить дебит скважин на 30-40% по сравнению с обработкой исходным составом.

Таким образом, предложенный состав имеет меньшую скорость реакции с породами терригенного коллектора на начальной стадии и большее проникновение в пласт, что приводит к увеличению дебита нефти до 2 раз. Кроме того, существенно, в 2-3 раза, уменьшаются затраты на кислотную обработку ПЗП.

Предложенный состав имеет следующие преимущества: меньшую скорость реакции с породами терригенного коллектора и большую скорость проникновения в пласт, что приводит к увеличению дебита нефти до 2 раз, а также существенно в 3-4 раза уменьшаются затраты на кислотную обработку ПЗП.

Формула изобретения

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, включающий водный раствор соляной кислоты, плавиковую кислоту и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что в качестве плавиковой кислоты он содержит основной компонент отхода производства фтора, в качестве ингибитора коррозии – СНПХ-6301 и дополнительно кремнефтористоводородную кислоту - основной компонент отхода производства фтора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная кремнефтористоводородная кислота 2,0-8,0

Указанная плавиковая кислота 1,0-4,0

СНПХ-6301 0,1-0,2

Соляная кислота 10,0-12,0

Вода Остальное