Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного солянокислотного воздействия на призабойную зону нефтяного пласта с целью интенсификации притока нефти и газа из него и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны ОПЗ пласта за счет повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширение ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта содержит об.%: водный раствор уксусной кислоты СН₃СООН 5-7, побочный продукт конденсации изобутилена с формальдегидом в присутствии серной кислоты при производстве изопрена - диметилдиоксан ДМД 35-40, 20%-ный водный раствор соляной кислоты HCl остальное. 4 табл.

 

Предложение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного солянокислотного воздействия на призабойную зону нефтяного пласта, с целью интенсификации притока нефти и газа из него, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью (ВВН).

Известен состав для обработки карбонатного пласта 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 его 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 состав 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 С₅ и выше при следующем соотношении компонентов, об.%:

- соляная кислота (20% -ная)	4-20
- уксусная кислота (98% -ная)	9-67
- жидкие продукты пиролиза - смесь конденсатов углеводородов С5 и выше	остальное.

При использовании состава для ОПЗ происходит снижение скорости реакции с породой пласта и повышение фильтруемости его в условиях низкопроницаемых коллекторов с асфальто-смолопарафиновыми 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.

Технической задачей предполагаемого 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.

Поставленная техническая задача решается описываемым составом для ОПЗ карбонатного пласта, содержащим водные растворы соляной, уксусной кислот и химическую добавку.

Новым является то, что в качестве химической добавки состав содержит продукт конденсации изобутилена с формальдигидом в присутствии серной кислоты - диметилдиоксан (ДМД) при следующих соотношениях компонентов, об.%:

- уксусная кислоты	- 5-7;
- диметилдиоксан (ДМД)	- 35-40;
- 20%-ный раствор соляной кислоты	- остальное.

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 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, который способен сам растворяться в водных растворах кислоты.

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.

- диметилдиоксан - побочный продукт конденсации изобутилена с формальдегидом в присутствии серной кислоты при производстве изопрена на заводах синтетического каучука АО "Нижнекамскнефтехим".

В состав ДМД входят следующие компоненты, мас.%:

- 4,4-диметил-1,3-диоксан	65-80;
- пираны	9-21;
- изобутил карбинол	5-12;
- изопентан	0,2-10;
- тяжелые углеводороды	0,5-1,2.

Плотность ДМД при 20°С - 945 кг/м³. Динамическая вязкость при 20°С - 1,3 мПа·с. Температура кипения - 132°С. Растворимость в воде 12%. Растворимость в 12%-ном растворе HCl - 28,7%.

ДМД вводится в состав как углеводородный растворитель АСПО.

Для проведения опытов использовали:

- пластовую воду плотностью 1,113-1,156 г/см³, общей минерализацией 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 (FеСl₃) - ТУ 4147 - 74.

Приготовление составов проводили следующим образом.

Концентрированную соляную кислоту разбавляли пресной водой до 20%-ной концентрации по объему. Затем в него последовательно добавляли ДМД 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.

Из таблицы 1 видно, что снижение поверхностного натяжения происходит у всех составов по сравнению с соляной кислотой, что обеспечивает более высокую проникающую способность в продуктивный пласт. Предлагаемые составы имеющие более высокую 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 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%-ного водного раствора хлористого железа (FeCl₃). После чего составы нейтрализовали до значения рН 3, процесс выпадения гидроокиси железа регистрировали визуально.

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, м2	Продолжи тельность реакции, мин	Вес керна до обработки, г	Вес керна после обработки, г	Скорость растворения, г/(м2 (с)
1	2	3	4	5	6	7
20% НСl	85
ДМД	10
СН3СООН	5	0,0011	14	3,860	0,095	4,07
20% НСl	75
ДМД	20
СН3СООН	5	0,0013	18	5,290	0,505	3,41
20% НСl	55
ДМД	40
СН3СООН	5	0,0013	20	6,705	3,065	2,4
20% НСl	58
ДМД	35
СН3СООН	7	0,0013	19	5,550	1,549	2,7
20% НСl	30
ДМД	60
СН3СООН	10	0,0013	21	5,175	2,844	1,42
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. Составы с содержанием ДМД от 20 до 60% 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 отекания 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
20% НСl	85	7,440	7,721	0,280	7.558	41,48
ДМД	10
СН3СООН	5
20% НСl	75	7,430	7,605	0,175	7,556	72,0
ДМД	20
СН3СООН	5
20% НСl	55	7,440	7,595	0,155	7,452	93,5
ДМД	40
СН3СООН	5
20% НСl	58	7,440	7,591	0,151	7,567	84,1
ДМД	35
СН3СООН	7
20% НСl	30	7,490	7,635	0.145	7,490	100
ДМД	60
СН3СООН	10

Из таблицы 3 видно, что все исследуемые составы обладают отмывающей способностью по отношению к АСПО. Наиболее высокой отмывающей способностью обладают составы, содержащие 40% и 60% ДМД.

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, мкм
Исходная	После обработки / Кратноcть увеличения
				Первый поровый объем	второй поровый объем	третий поровый объем
1	2	3	4	5	6	7
20% HCl	85
ДМД	10			0,0021	0,0036	0,0055
СН3СООН	5	6,8	0,0013	1,6	2,7	4,2
20% HCl	75
ДМД	20			0,0038	0,0072	0,013
СН3СООН	5	10,9	0,0021	1,8	3,4	6,2
20% HCl	55
ДМД	40			0,0044	0,013	0,044
СН3СООН	5	7,1	0,0014	3,1	9,3	31,4
20% HCl	58
ДМД	35			0,0041	0,012	0,041
СН3СООН	7	7,4	0,0015	2,9	9,0	30,2
20% HCl	30
ДМД	60			0,0049	0,0134	0,036
СН3СООН	10	8,4	0,0018	2,7	7,4	20,0

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 31,4 раз.

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

- уксусная кислота (СН₃СООН) 5-7;

- диметилдиоксан (ДМД) 35-40;

- 20%-ный раствор соляной кислоты (HCl) - остальное,

обладает низкими значениями поверхностного натяжения 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 ДМД выше 40% не эффективно. Это связано с понижением содержания соляно-кислотной фазы в растворе, приводящим к снижению эффективности ОПЗ. Уменьшение нижнего предела содержания ДМД также снижает эффективность ОПЗ.

Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий 20%-ный водный раствор соляной кислоты HCl и водный раствор уксусной кислоты СН₃СООН, а также химическую добавку, отличающийся тем, что в качестве химической добавки состав содержит побочный продукт конденсации изобутилена с формальдегидом в присутствии серной кислоты при производстве изопрена - диметилдиоксан ДМД при следующем соотношении компонентов, об.%:

Водный раствор уксусной кислоты СН3СООН	5-7
Диметилдиоксан ДМД	35-40
20%-ный Водный раствор соляной кислоты HCL	Остальное