Многофункциональный кислотный состав (мкс)



 


Владельцы патента RU 2451054:

Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" (RU)

Изобретение относится к составам для кислотной обработки пласта. Технический результат - предотвращение образования асфальто-смолистых отложений, снижение коррозионной агрессивности состава, снижение скорости растворения карбонатной породы, высокая поверхностная активность на границе с нефтью, высокие нефтеотмывающие свойства и высокая проникающая способность состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, 0,25-2,0, соляную кислоту в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0, воду - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Многофункциональный кислотный состав (МКС) относится к области нефтедобычи, в частности, к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использован в процессе освоения скважин для обработки коллекторов в призабойной зоне пласта.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий 95% раствора соляной кислоты и 5% уксусной кислоты (Б.Г.Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: "ВНИИОЭНГ", 1972 г., с.51). Указанный состав обеспечивает предотвращение загрязнения призабойной зоны железосодержащими осадками.

Однако указанный состав образует стойкие и плотные нефтекислотные эмульсии, которые снижают проницаемость призабойной зоны, препятствуют проникновению последующих порций кислотного состава в пласт и осложняют последующий вызов притока нефти из пласта.

Кроме того, известный состав характеризуется высоким значением межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, что дополнительно затрудняет проникновение этого состава в нефтенасыщенную часть пласта.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий 0,2-10,0%-ный раствор в минерализованной воде продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом (выпускается промышленностью под торговой маркой ИВВ-1) и 6-24%-ный водный раствор соляной кислоты при их объемном соотношении 1:(0,9-1,1) (патент РФ № 2065032, Е21В 43/22, 1993 г.).

Недостатками указанного состава являются:

- недостаточно эффективное снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела состава с нефтью, особенно при низких концентрациях в составе ИВВ-1 (менее 2%);

- возможность использования состава только при низком содержании ионов железа в пластовых флюидах, т.к. состав не способен связывать Fe2+ и Fe3+. За счет указанных недостатков снижается проникающая способность известного состава в пласт.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для кислотной обработки скважин (пат. РФ №2138634, Е21В 43/27, 03.08.1998 г.), содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту, уксусную кислоту и воду, причем в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (ПВТА) 0,03-0,3

уксусная кислота 2,5-3,0

соляная кислота 10,0-24,0

вода - остальное

Указанный состав эффективен за счет обеспечения диспергирования асфальто-смолистых отложений и исключения образования железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий при одновременном сохранении свойства предотвращения образования нефтекислотных эмульсий. По предположению авторов патента-прототипа, продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода способен в кислой среде переходить в четвертичную аммониевую соль, содержащую гидроксогруппу при атоме азота, что и обуславливает высокие гидрофобизирующие свойства состава, и снижает межфазное поверхностное натяжение на границе с нефтью. Авторы предполагают, что обеспечение диспергирования АСПО достигается за счет высокой поверхностной активности, а исключение образования железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий обеспечивается за счет комплексообразования ионов железа с уксусной кислотой и ПАВ.

К недостаткам указанного состава относится неспособность предотвращения образования АСПО при контакте кислотного состава с нефтью после растворения коррозионных отложений при прохождении через насосно-компрессорные трубы. Кислотный состав по прототипу может только диспергировать образуемые АСПО, но не предотвращать их образование. Следует отметить, что кислотный состав, содержащий соединения трехвалентного железа, вызывает при контакте с нефтью выпадение асфальто-смолистых отложений, которые кольматируют призабойную зону скважин. Соединения двухвалентного железа такими свойствами не обладают. Другим недостатком прототипа является высокая скорость коррозии. Скорость коррозии стали Ст.3 при 20°С составляет более 20 г/м2ч, что в 100 раз превышает нормативы по скорости коррозии стали в кислых средах (обычно менее 0,2 г/м2ч).

Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности кислотного состава за счет предотвращения образования асфальто-смолистых отложений, при снижении коррозионной агрессивности состава, а также за счет снижения скорости растворения карбонатной породы и высокой поверхностной активности на границе с нефтью. Это обеспечивает высокие нефтеотмывающие свойства и высокую проникающую способность состава.

Поставленная задача решается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду, отличается тем, что в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием

СОП-10н 0,25-2,0
Соляная кислота в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0
Вода остальное

Дополнительно состав может содержать уксусную кислоту в количестве 2,0-4,0 мас.%. Дополнительно состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,3-0,5 мас.%.

Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, снижая коррозионную агрессивность кислотного состава, предотвращает выпадение АСПО за счет вредного влияния солей трехвалентного железа, попадающих в кислотный раствор за счет растворения отложения продуктов коррозии на стенках нефтепромыслового оборудования в процессе закачки состава. Кроме того, СОП-10н обеспечивает нефтеотмывающие свойства, проникающую способность предлагаемого кислотного состава.

Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена выпускается под техническим названием СОП-10н по ТУ 2481-004-11084661-2002. По внешнему виду это вязкая жидкость светло-желтого или светло-коричневого цвета. Массовая доля основного вещества - не менее 30% (остальное - вода). Водородный показатель (рН) 1% водного раствора 5,0-7,0, малоопасное вещество.

Используется в качестве активной основы при производстве моющих и чистящих средств, как эмульгатор и смачиватель в составах различного назначения. В частности, применяется:

- в качестве активной основы малопенных технических моющих средств для мытья грузового транспорта, подвижного состава, промышленного оборудования, емкостей, тары и т.д.

- как смачиватель в целлюлозно-бумажной промышленности, при производстве кино-фотопленок, в других технологических процессах;

- в кожевенном, меховом и суконном производстве для обезжиривания.

Для приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы также следующие вещества:

- соляная кислота (НСl), которая выпускается по ТУ 6-01-04689381-85-92 в виде водного раствора 20-24%-ной концентрации;

- ингибиторы коррозии: Ингибитор «ВИКОР-ИСК» по ТУ 2458-308002033-12-2009, Ингибитор кислотной коррозии и бактерицид «НАПОР-КБ» по ТУ 2458-022-12956038-2006,

- нефть Тевлинско-Русскинского месторождения (Тюменская область).

В лабораторных условиях готовились составы с различным соотношением ингредиентов, которые испытывались на коррозионную агрессивность по отношению к стали марки Ст.3, растворяющую способность по отношению к карбонату кальция, совместимость с нефтью, межфазную активность на границе с углеводородами.

Коррозионную агрессивность состава оценивали гравиметрическим методом - по потере массы образцов. В качестве образцов использовались плоские прямоугольные пластины с размерами 5,0×2,0×0,1 см, изготовленные из стали Ст.3. Для подвески образцов в них высверливалось отверстие диаметром 2 мм. Образцы около отверстия промаркированы цифровым клеймом. Перед проведением испытаний поверхности образцов шлифовались до шероховатости Ra не более 1,6 мкм по ГОСТ 2789-73, протирались ватой или фильтровальной бумагой, обезжиривались ацетоном, пластины выдерживаются 1 час в эксикаторе и взвешиваются на аналитических весах с погрешностью не более 0,0001 г.

Образец пластины помещали в испытательную ячейку, в качестве которой использовалась коническая колба с кислотным составом. Образцы пластин экспонировались в статическом режиме: товарная кислота испытывается при комнатной температуре в течение 24 ч, рабочий раствор кислоты (с концентрацией НСl 12%) в течение 1 ч. По истечении времени экспозиции образцы вынимались из ячеек, промывались водопроводной и дистиллированной водой, высушивались фильтровальной бумагой, протирались резинкой для снятия пленки продуктов коррозии, обезжиривались ацетоном и выдерживались в эксикаторе в течение 1 час. После чего образцы взвешивались на аналитических весах.

Скорость коррозии образцов стали в кислотном составе вычисляли по формуле:

,

где m1 - масса образца до испытания, г,

m2 - масса образца после испытания, г,

S - площадь поверхности образца, м2,

t - продолжительность испытаний, час.

Определение скорости взаимодействия кислотного состава с карбонатной породой проводилось следующим образом. Отшлифованный мраморный кубик с предварительно определенной площадью поверхности помещался в стеклянный стакан и взвешивался. После этого в стакан с кубиком добавляли 25 см3 кислотного состава. Для наблюдения динамики взаимодействия выбирали 4 интервала времени взаимодействия с породой (0,25; 0,5; 1,0; 2,0 час). По истечении времени взаимодействия сливали кислотный состав и быстро производили нейтрализацию карбонатной поверхности аммиачно-буферным раствором (рН 10-12). После нейтрализации мраморный кубик в стакане промывали водой. Затем стакан с кубиком помещали в сушильный шкаф (100°С). Первое взвешивание производили через 1 час, последующие через каждые 20 мин до достижения постоянного веса.

Скорость взаимодействия с карбонатной породой вычисляли по формуле:

где m1 - масса стакана и кубика до реакции, г;

m2 - масса стакана и кубика после реакции, г;

VВКП - скорость взаимодействия с карбонатной породой, г/см2·час;

S - площадь поверхности кубика, см2;

t - время реакции, час.

Изучение совместимости кислотного состава с нефтями по методике ТНК-ВР на совместимость, эмульсеобразование / «Стандарт ТНК-ВР по проведению кислотных обработок», Редакция 1.0, Ноябрь 2006 (TNK-BP Acid QAQC Standards, Version 1.0, November 2006 - Well Intervention Technology Block, Moscow).

В процессе закачки кислотного состава в скважину может иметь место растворение продуктов коррозии с поверхности НКТ и попадание их вместе с кислотным составом в пласт. При контакте кислотных растворов, содержащих трехвалентное железо, с нефтями может происходить выпадение продуктов окисления компонентов нефти и сгустков, которые кольматируют поровое пространство. Кислотные составы для интенсификации работы скважин не должны при контакте с нефтями образовывать сгустки.

Готовится раствор хлорного железа в воде с концентрацией по иону Fe3+ 100000 ppm. Порядок приготовления: для приготовления 100 г раствора хлорного железа указанной концентрации берется 48,3 г FeCl3*6H2O и 51,7 г воды.

В исследуемые растворы кислотного состава вводили полученный раствор хлорного железа в количестве 2,5 мл на 50 мл кислотного состава.

В пробирку заливаются равные по объему количества кислотной композиции, содержащей железо, и нефти со скважины. Смесь тщательно перемешивается путем взбалтывания и помещается в термошкаф при температуре, равной пластовой, на 30 мин. По истечении указанного времени визуально проверяется содержимое в пробирке на образование эмульсии. После чего содержимое фильтруется через металлическое сито из меди с ячейкой 200 на предмет образования сгустков. Состав считается выдержавшим испытание, если содержимое пробирок фильтруется за достаточно короткий промежуток времени через сито и на сите не остается осадка АСПО или твердой фазы.

Межфазную активность оценивали по замеру межфазного натяжения по методу объема капель с помощью сталагмометра марки СТ-1 (Сталагмометр СТ-1. Руководство по эксплуатации СТ-1 РЭ. ТУ-4318-010-04698277-2006).

Результаты всех проведенных испытаний приведены в таблице.

Как видно из таблицы, предложенный состав обнаруживает многофункциональные свойства, в том числе неочевидно низкую коррозионную активность, соответственно состав предотвращает попадание солей трехвалентного железа в нефтяную фазу и выпадение за счет этого АСПО. Состав имеет также пониженную скорость растворения карбонатной породы и высокую поверхностную активность на границе с нефтью. Это обеспечивает высокие нефтеотмывающие свойства и высокую проникающую способность состава. Для дальнейшего снижения коррозионной агрессивности до уровня ниже 0,2 г/ м2ч, в состав дополнительно вводят ингибитор коррозии. Уксусная кислота может вводиться в качестве стабилизатора для предотвращения выпадения осадков гидроксида трехвалентного железа из истощенного раствора соляной кислоты (Кристиан М., Сокол С., Констатнеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. с румынск. М.: Недра, 1985, с.96-97).

Таблица
Результаты тестирования многофункционального кислотного состава (МКС)
Свойства многофункциональных кислотных составов, мас.% Скорость коррозии стали марки Ст.3 при 20°С, г/м2ч Скорость растворения карбонатов при 20°С, г/м2ч Совместимость с нефтью Межфазное натяжение на границе с нефтью, мН/м
HCl СН3СООН СОП-10н ПВТА*) Ингиби
тор коррозии
Вода
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1 12 - 0,1 - 0,5 остальное 0,08 342 Выпадение АСПО на сите 0,1
2 12 2,0 0,5 - - остальное 2,9 321 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,08
3 12 - 0,5 - - остальное 2,3 246 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,12
4 12 4,0 1,0 - - остальное 3,4 227 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,15
5 12 - 0,25 - 0,5 остальное 0,07 285 Следы АСПО на сите 0,08
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
6 12 - 0,5 - 0,5 остальное 0.05 230 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,06
7 12 - 1,0 - 0,5 остальное 0,04 165 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,05
8 12 - 1,5 - 0,5 остальное 0,03 148 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,03
9 10 - 2,0 - 0,5 остальное 0,04 132 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,03
10 15 2,0 0,25 - 0,5 остальное 0,14 378 Следы АСПО на сите 0,12
11 24 3,0 0,5 - 0,5 остальное 0,18 863 Следы АСПО на сите 0,09
12 12 4,0 1,0 - 0,5 остальное 0,06 158 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,07
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
13 12 - - - 0,3 остальное 0,13 392 Выпадение АСПО на сите 2,7
14 12 - - - 0,5 остальное 0,09 373 Выпадение АСПО на сите 1,4
15 12 2,0 - - 0,3 остальное 0,12 316 Выпадение АСПО на сите 2,9
16 12 4,0 - - 0,5 остальное 0,112 344 Выпадение АСПО на сите 2,1
17 10 - 0,25 - - остальное 2,7 193 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,14
18 24 - 2,0 - - остальное 15,4 944 Следы АСПО на сите 0,1
19 15 - 1,0 - - остальное 5,6 428 Осадок АСПО на сите отсутствует 0,18
20 24 - 2,5 - - остальное 12,8 795 Следы АСПО на сите 0,09
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
21 8,0 - 0,1 - - остальное 3,4 206 Выпадение АСПО на сите 0,21
Прототип
22 12 2,5 - 0,3 - остальное 20,5 3700 Выпадение АСПО на сите 0,08
23 12 3,0 - 0,15 - остальное 36,8 3960 Выпадение АСПО на сите 0,04
*) ПВТА - продукт взаимодействия третичного амина с пероксидом водорода

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной
кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров
пропилена, выпускаемую под
техническим названием СОП-10н 0,25-2,0
Соляная кислота в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0
Вода Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что содержит дополнительно уксусную кислоту в количестве 2,0-4,0 мас.%.

3. Состав по п.1 или п.2, отличающийся тем, что содержит дополнительно ингибитор коррозии в количестве 0,3-0,5 мас.%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. .

Изобретение относится к применению полимеров на основе полиамида. .

Изобретение относится к применению полимеров на основе полиамида. .

Изобретение относится к применению полимеров на основе полиамида. .
Изобретение относится к сшиваемой композиции для применения в нефтяных скважинах для гидроразрыва пласта и тампонирования зоны проницаемости. .
Изобретение относится к сшиваемой композиции для применения в нефтяных скважинах для гидроразрыва пласта и тампонирования зоны проницаемости. .
Изобретение относится к сшиваемой композиции для применения в нефтяных скважинах для гидроразрыва пласта и тампонирования зоны проницаемости. .

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к облегченным изоляционным тампонажным материалам, используемым преимущественно при ликвидации зон катастрофических поглощений промывочной жидкости при бурении и ремонте нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к обработке скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству обычных и многозабойных скважин, а также к их ремонту, в частности к кислоторастворимому тампонажному составу, используемому для изоляции продуктивных пластов как в период строительства скважин, так и в период их капитального ремонта

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к расширяющемуся тампонажному раствору для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к производству керамических проппантов - сферических гранул, применяющихся в технологии гидроразрыва горных пород в качестве опорного слоя

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе
Наверх