Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта



Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта
Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта и кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта

 


Владельцы патента RU 2546697:

Закрытое акционерное общество "ПОЛИЭКС" (ЗАО "ПОЛИЭКС") (RU)

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты. Кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта содержит композицию в виде поверхностно-активного вещества ПАВ1 амидоаминоксида общей формулы:, где R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30; R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6; R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4, и ПАВ2 - аминоксида общей формулы:, где R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16), при этом ПАВ2 используют в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, при содержании в кислотном составе указанной композиции из ПАВ2 и ПАВ1 1-2 мас.% и раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl) 6-14 мас.% на общую массу состава. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 4 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности, а именно к химреагентным кислотным составам и композициям для их приготовления, предназначенным для восстановления фильтрационных характеристик в призабойной зоне скважин продуктивного пласта и для интенсификации нефтедобычи.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне скважин, является ее загрязнение кольматирующими частицами. Кольматанты (загрязнения) могут быть как техногенного, так и природного характера, и образуются в результате воздействия при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также вследствие физико-химические процессов, вызванных технологией и режимом эксплуатации скважин.

Известно использование при кислотной обработке скважин совместно с соляной кислотой вязких композиций, например: сульфитспиртовой барды (авт. свид. СССР №287867); лигносульфонатного реагента (Заявка на патент РФ №94026721; патент РФ №1577420); загущенной нефти и нефтепродуктов (Патент РФ №2082880). Технология кислотной обработки при этом заключается в первоначальной закачке вязкой композиции, а затем - кислоты. Такая технология обеспечивает блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков в призабойной зоне перед, солянокислотной обработкой, предохраняя их от чрезмерного (ненужного) разрушения. Основная часть кислоты, таким образом, направляется на обработку нефтенасыщенной, низкопроницаемой части коллектора. Однако указанное известное кислотное воздействие характеризуется недостаточной эффективностью, ввиду того, что пачка вязкой композиции проникает не только в водонасыщенную часть коллектора, но попадает также и в его нефтенасыщенную часть, кольматируя и снижая проницаемость последнего. Что приводит к резкому снижению эффективности кислотной обработки.

Также из уровня техники известно несколько композиций для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью на основе различных поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые совместно с кислотой образуют кислотные композиции с изменяющейся вязкостью. Эти композиции способны загущать кислоту по мере ее истощения и используются для этих целей в кислотных составах для проведения кислотной обработки нефтяных и газоконденсатных скважин: например - катионные ПАВ (Патент США №5259137), цвитерионные ПАВ (Патент США №7148184). Указанные типы ПАВ обеспечивают эффективное увеличение вязкости кислотной композиции при ее взаимодействии с карбонатом кальция нефтяного коллектора, предотвращая избыточную стимуляцию высокодренированных и водопромытых участков коллектора и образование каверн.

Общим недостатком указанных известных композиций на основе этих ПАВ является сохранение высокой вязкости отработанного кислотного состава (т.е. при максимальном истощении кислоты), образующегося в ходе кислотной стимуляции. Это затрудняет эффективную работу скважины после обработки, особенно на начальных этапах, т.к. остаточная высокая вязкость приготовленного с помощью указанной композиции кислотного состава затрудняет продвижение нефтяного флюида по порам и трещинам коллектора, иногда полностью блокируя нефть. Доказательством указанного факта является кривая на рис.1, где приведены данные об изменении вязкости, в зависимости от истощения кислоты кислотного состава, включающего на общую массу состава 2% (по действующему веществу) катионного ПАВ марки Ethoquad E12/75 - додецил-N,N-бис(2гидроксиэтил)-N-метиламмоний хлорид и 20% ингибированной соляной кислоты (в пересчете на HCl).

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой композиции является композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью (Патент РФ №2311439), состоящая из 0,5-10% мас. (в пересчете на действующее вещество) ПАВ1-амидоаминоксида определенной формулы в растворителе - гликоле. Недостатком указанной известной композиции является то, что при ее использовании для приготовления солянокислотного состава не обеспечивается минимальная начальная вязкость при содержании в расчете на общую массу состава 6-14% раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl), и одновременно не обеспечивается минимальное влияние на реологическое поведение кислотного состава при истощении в нем кислоты.

Из уровня техники (Патент РФ №2230186) известен загущенный кислотный состав вязкостью 200 мПа·с, который состоит из соляной кислоты, поверхностно-активного вещества - лигносульфоната, углеводородного компонента и активированного угля, при следующем соотношении, мас.%: соляная кислота 30-40, активированный уголь 30-40, поверхностно-активное вещество - лигносульфонат 8-10, углеводородный компонент - остальное. Его используют в виде порошка путем высушивания в печи при температуре 19°C, с целью получения неактивной кислоты. При доставке этого порошка в скважину, он под действием воды растворяется и производит кислотное воздействие на пласт. И хотя, благодаря резкому снижению скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой коллектора, увеличивается глубина обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), такой подход не устраняет главный недостаток - снижение эффективности кислотной обработки вследствие попадания вязких, кольматирующих компонентов в нефтенасыщенную часть коллектора.

Наиболее близкими по технической сущности к предлагаемому изобретению являются загущенные кислотные составы (Патент РФ №2311439), состоящие из 0,5-10% мас. (в пересчете на действующее вещество) ПАВ1-амидоаминоксида определенной формулы в растворителе - гликоле, и из раствора соляной кислоты. При этом указанные известные загущенные составы лишены недостатков предыдущего аналога, а именно, при высоком содержании в составе соляной кислоты (примерно 20% в пересчете на HCl), вязкость этого состава при истощении кислоты меняется наилучшим образом: она минимальна в начальный период, что гарантирует легкую закачку кислотного состава в скважину. Далее в результате взаимодействия кислоты с карбонатом кальция пласта, по мере достижения истощения кислоты от 40 до 70%, вязкость известного кислотного состава достигает максимальных значений. Благодаря этому предотвращается образование каверн и кислота направляется (самоотклоняется) в еще не обработанные участки пласта, что приводит к образованию глубоких доминантных червоточин, и кислотная стимуляция становится максимально эффективной. А при высоких степенях конверсии (степени истощения) кислоты вязкость опять становится минимальной, что важно для обеспечения притока нефти по образованным доминантным червоточинам.

Для иллюстрации на рис.2 приведены данные о зависимости изменения динамической вязкости от степени истощения кислоты загущенного кислотного состава, известного по прототипу и включающего на общую массу композиции 2% (по действующему веществу) ПАВ1-амидоаминоксида, производства Акзо-Нобель (по патенту РФ №2311439, использовалась товарная форма поверхностно-активного вещества Aromox APA-TW, состоящая из действующего вещества ПАВ1 50% и пропиленгликоля 50%), и 20% ингибированной соляной кислоты (в пересчете на HCl), в которой в качестве ингибитора коррозии использовался Солинг м.Л по ТУ 2499-043-53501222-2004, в концентрации 0,3%.

Однако, использование в кислотном составе соляной кислоты с высокой концентрацией (примерно 20%) не всегда технологически целесообразно и возможно, из-за ряда осложняющих факторов. Среди них:

- это образование загрязняющих вторичных осадков при высокой минерализации, связанной с высокой концентрацией кислоты,

- чрезмерно высокая коррозионная активность

- и высокая скорость реакции с карбонатом кальция, особенно при повышенных температурах в скважине.

Поэтому наиболее часто в промысловых условиях используют кислотные составы на основе соляной кислоты с содержанием по HCl примерно 10% (по факту от 6 до 14%). Однако, при таком содержании соляной кислоты, использованной для приготовления указанных известных по прототипу загущенных кислотных составов, начальная (исходная) вязкость последних существенно повышается, что значительно осложняет закачку кислотного состава в скважину, особенно при применении колтюбинга (гибких металлических труб) при проведении кислотной стимуляции. Также при этом серьезно затрудняется проникновение кислотного состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные участки коллектора, что приводит в целом к снижению эффективности кислотной обработки.

Для иллюстрации данного утверждения, на рис.3 приведены данные о начальной вязкости и о зависимости изменения динамической вязкости от степени истощения кислоты загущенного кислотного состава, известного по прототипу и включающего на общую массу состава 2% (по действующему веществу) ПАВ1-амидоаминоксида, производства Акзо-Нобель (по патенту РФ №2311439, использовалась товарная форма поверхностно-активного вещества Aromox APA-TW, состоящая из 50% действующего вещества ПАВ1 (по действующему веществу) и 50% растворителя пропиленгликоля), и 10% ингибированной соляной кислоты (в пересчете на HCl).

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Единый технический результат, достигаемый предлагаемой группой изобретений, заключается в устранение указанного недостатка, а именно в придании предлагаемому кислотному составу, приготовленному с использованием заявляемой композиции, минимальной начальной вязкости при содержании в расчете на общую массу состава 6-14% раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl), при одновременном минимальном влиянии на реологическое поведение состава при истощении кислоты.

Для достижения единого технического результата предлагается композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта, включающая поверхностно-активное вещество ПАВ1 - амидоаминоксид общей формулы:

,

где

R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30;

R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6;

R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или

R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;

R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4,

при этом новым является то, что она дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ2 - аминоксид общей формулы:

,

где

R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или

R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;

R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16),

при этом ПАВ2 используется в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно.

Поставленный технический результат достигается также предлагаемым кислотным составом с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта, содержащим композицию в виде поверхностно-активного вещества ПАВ1 - амидоаминоксида общей формулы:

,

где

R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30;

R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6;

R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или

R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;

R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4,

и раствор соляной кислоты, при этом новым является то, что композиция дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ2 - аминоксид общей формулы:

,

где

R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или

R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;

R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16),

при этом ПАВ2 используется в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, при содержании в кислотном составе указанной композиции из ПАВ2 и ПАВ1 1-2 мас.% и раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl) 6-14 мас.% на общую массу состава.

В качестве раствора соляной кислоты используют ингибированный раствор, содержащий ингибитор коррозии Солинг м.Л. или ВНПП-2 В.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет синергетического эффекта при определенном подборе компонентов (качественном и количественном) в заявляемом кислотном составе.

Благодаря тому, что композиция для приготовления кислотного состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта дополнительно к ПАВ1 содержит ПАВ2 и используется в смеси с ПАВ1 при массовом соотношении ПАВ2:ПАВ1 (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, обеспечивается придание составу низкой начальной вязкости при содержании соляной кислоты 6-14% мас. (в пересчете на HCl), с незначительным влиянием на последующую реологию, при одновременном сохранении общего характера изменения динамической вязкости при истощении кислоты. Для иллюстрации указанного вывода на рис.4 приведены данные о начальной вязкости и о зависимости изменения динамической вязкости от степени истощения кислоты предлагаемого кислотного состава, содержащего из расчета на общую массу состава 2% смеси поверхностно-активных веществ: ПАВ1-амидоаминоксида производства Акзо-Нобель (по патенту №2311439 или синтезированного) и ПАВ2-аминоксида (реагент: Кама-03 по ТУ 2482-038-53501222-2004 или синтезированного), (ПАВ2:ПАВ1 (по действующим веществам) как 1:20) и из 10% (по HC1) раствора ингибированной соляной кислоты (остальное в кислотном составе - это растворители из товарных форм ПАВ, ингибитор коррозии и вода).

График на рис.4 показывает, что начальная вязкость предлагаемого кислотного состава, приготовленного с использованием заявляемой композиции, содержащего 10% (по HCl) соляной кислоты, в 1,9 раза ниже, чем у прототипа (рис.3), при этом максимальная вязкость при истощении кислоты в пределах 60% показывает близкие значения к максимальной вязкости состава по прототипу (только с одним ПАВ1) (рис.3).

Такой результат, по-видимому, обусловлен следующими причинами. Известно, что повышение вязкости кислотной композиции, содержащей мицеллообразующие поверхностно-активные вещества, обусловлено трансформацией (преобразованием) сферических мицелл в палочкообразные, которые пронизывая весь объем кислотной фазы и переплетаясь (зацепляясь) между собой приводят к резкому увеличению вязкости. При обратной трансформации мицелл, из палочкообразных в сферические, вязкость обратимо уменьшается. Соотношение сферических и палочкообразных мицелл поверхностно-активных веществ в композиции (а значит и вязкость кислотного состава) зависит в основном от двух ключевых параметров: кислотности среды и ее общей минерализации. В общем случае эти зависимости носят нелинейный (сложный) характер. Результирующий вид кривых зависимости вязкости от кислотности и степени истощения кислоты представлен на рис.1-3.

При дополнительном введении в предлагаемую композицию к ПАВ1 заявленных количеств ПАВ2, имеющего сходное химическое строение, но - существенно меньший молекулярный вес и более высокие значения критической концентрации мицеллообразования, обеспечивается преимущественное образование сферических мицелл и резкое снижение вязкости при невысоком содержании HCl (6-14%), но в отсутствии минеральных солей (CaCl2 и СаСО3). По мере истощения кислоты в результате взаимодействия с карбонатным коллектором и нарастания общей минерализации, ПАВ2 в заявляемом кислотном составе, вероятно, легко встраивается в палочкообразные мицеллы образующие ПАВ1, и поэтому дальнейшее реологическое поведение кислотной композиции очень схоже. По сути предлагаемая композиция из ПАВ1 и ПАВ2 выступает в качестве добавки для кислотного состава с изменяющейся вязкостью.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для получения предлагаемой композиции и заявляемого кислотного состава с изменяющейся вязкостью в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- водный раствор соляной кислоты 20-22%-ной концентрации, по ТУ 2122-066-53501222-2007;

- ингибиторы коррозии: Солинг м.Л по ТУ 2499-043-53501222-2004; ВНПП-2 В по ТУ 2122-131-05807960-97;

- ПАВ1 - имеющее структурную формулу:

использовался:

- либо продукт фирмы AkzoNobel по патенту РФ №2311439, торговое название Aromox APA-TW: где R1 - остатки жирных кислот таллового масла предельных и непредельных алкильных групп C14-C22; R3 и R4 были СН3 - группы; R5 - водород; R2 - C3H6.

- либо реагент ПАВ1 синтезировался самостоятельно окислением соответствующего амидоамина по методике, изложенной в патенте РФ №2311439, в этом случае R1 был представлен либо остатком стеариновой кислоты C17H35, либо остатком олеиновой кислоты C17H33. Использовались и смесевые композиции ПАВ1 из вариантов представленных выше;

- ПАВ2 - имеющее структурную формулу:

использовался:

- либо реагент Кама-03 по ТУ 2482-038-53501222-2004;

- либо синтезировался самостоятельно окислением соответствующего третичного амина по методике изложенной в книге: А.А. Абромсон, Л.П. Зайченко, С.И. Файнгольд. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение. Ленинград «Химия» 1988 г., в обоих случаях R3 и R4 аналогичны этим радикалам в ПАВ1, а R6 представлял собой кокалкил-фракцию остатков жирных кислот (C10-C16);

- пресная вода для приготовления раствора соляной кислоты требуемой концентрации.

Пример. Предлагаемый кислотный состав с изменяющейся вязкостью, готовили следующим образом. Готовили заявляемую композицию из ПАВ1 и ПАВ2, для этого брали 2 г товарной формы ПАВ1 производства AkzoNobel (Aromox APA-TW) с действующей концентрацией по ПАВ1 50 мас.% и добавляли 0,33 г товарной формы ПАВ2 (Кама-03) с действующей концентрацией по ПАВ2 30 мас.%. Отдельно готовили раствор соляной кислоты. Для этого брали 49 г ингибированной соляной кислоты 20,45%-ной концентрации, разбавляли 48,67 г пресной воды, затем добавляли к ней заявляемую композицию из поверхностно-активных веществ. Далее перемешивали на магнитной мешалке в течение 30 минут при температуре 25-30°C. В результате был получен кислотный состав, содержащий на общую массу состава 1,1 мас.% композиции из указанных поверхностно-активных веществ (соотношение ПАВ2:ПАВ1 (в расчете на действующее вещество) как 1:10) и 10 мас.% (в расчете на HCl) раствора ингибированной соляной кислоты. Остальное количество 88,9 мас.% в полученном составе составляло содержание растворителей из товарных форм поверхностно-активного вещества, воды и ингибитора коррозии из раствора соляной кислоты.

Предлагаемые кислотные составы с другим содержанием заявляемой композиции готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства кислотного состава, приготовленного с использованием указанной композиции:

- динамическую вязкость, (мПа·с) с использование прибора Visco Star+;

- концентрация ПАВ определялась расчетным путем (готовилась добавлением необходимого количества реагента в предлагаемый состав);

- концентрация соляной кислоты определялась расчетным путем (готовилась добавлением расчетного количества пресной воды к 20-22%-ному раствору ингибированной соляной кислоты и контролировалась аналитически - титрованием).

Данные о содержании компонентов в предлагаемом и известном кислотных составах и об их свойствах, приведены в таблице.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый кислотный состав, содержащий 6-14% мас. соляной кислоты (в пересчете на сухую HCl), обладает начальной динамической вязкостью 18,0-45 мПа·с, что в 1,7-4,9 раз ниже начальной вязкости известного состава по прототипу, приготовленного также с содержанием 6-14% соляной кислоты (в пересчете на HCl), но без заявляемой композиции. Что обеспечивает простоту закачки кислотного состава и глубокое проникновение состава, в том числе, в низкопроницаемые участки пласта.

Наряду с указанным, заявляемый состав, приготовленный с использованием предлагаемой композиции, обеспечивает эффективное изменение динамической вязкости в зависимости от истощения кислоты - при степени конверсии кислоты около 60% вязкость состава достигает 150 мПа·с. При этом конечная его вязкость составляет достаточно низкую величину (менее 10 мПа·с), что позволит в промысловых условиях легко удалить указанный состав из скважины после окончания кислотной обработки.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Таким образом, при использовании предлагаемой группы изобретений в промысловых условиях будет обеспечиваться максимальная эффективность кислотной обработки карбонатного коллектора.

Таблица
№№ Содержание компонентов по действующему веществу, %мас., из расчета на общую массу состава Массовое соотношение в композиции ПАВ2 к ПАВ1 (по действующему веществу) Свойства кислотного состава с изменяющейся вязкостью
Предлагаемая композиция из ПАВ2 и ПАВ1 HCl Динамическая вязкость состава до истощения (начальная), мПа·с Динамическая вязкость состава при 60% истощении кислоты, мПа·с Динамическая вязкость состава при 100% истощении кислоты, мПа·с
Предлагаемый кислотный состав, приготовленный с использованием заявляемой композиции
1 1,05 9 1:20 45 150 5
2 1,1 10 1:10 43 146 4,5
3 1,2 7 1:5 18 110 7
4 2 14 1:3,3 28 84,5 4,0
5 1,02 10 1:50 75 100 5,5
6 1,4 7 1:2,5 30 35 15
7 1,1 5 1:10 85 120 8
8 1,1 17 1:10 7,9 80 8,8
Кислотная композиция по прототипу
9 1 7 - 88 105 6
10 1 10 - 75,3 108,7 5,2
11 1,5 14 - 76 250 78
Примечание: 1. В опытах 3 и 11 в качестве ингибитора в р-ре HCl использовали ВНПП-2В, в остальных опытах - Солинг м.Л
2. В опытах 9-11 использовали только ПАВ1
3. В опытах 2, 4, 6, 8, 9 и 11 в качестве ПАВ1 использовали реагент Aromox APA-TW; в опытах 1, 5, 7 и 10 - синтезированный с R1 - остатком стеариновой кислоты C17H35; R3 и R4 - CH3; R5 - водород; R2 - C3H6; в опыте 3 - синтезированный с R1 - остатком олеиновой кислоты C17H33; R3 и R4 - CH3 ; R5 - водород; R2 - C3H6
4. В опытах 1, 3, 5 и 8 в качестве ПАВ2 использовали реагент Кама-03; в опытах 2, 4, 6, 7 - синтезированный с R1 - остатком кокоалкил фракции C10C16; R3 и R4 - CH3
5. Остальное количество компонентов (до 100 мас.%) в полученном предлагаемом кислотном составе (помимо активной основы действующих веществ ПАВ1, ПАВ2 и HCl) составляло содержание растворителей из товарных форм поверхностно-активного вещества, воды и ингибитора коррозии из раствора соляной кислоты

1. Композиция для приготовления кислотного состава с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта, включающая поверхностно-активное вещество ПАВ1 - амидоаминоксид общей формулы:
,
где R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30;
R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6;
R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или
R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;
R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4,
отличающаяся тем, что она дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ2 - аминоксид общей формулы:
,
где R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или
R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;
R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16),
при этом ПАВ2 используется в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно.

2. Кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта, содержащий композицию в виде поверхностно-активного вещества ПАВ1 - амидоаминоксида общей формулы:
,
где R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30;
R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6;
R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или
R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;
R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4,
и раствор соляной кислоты, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ2 - аминоксид общей формулы:
,
где R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или
R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов;
R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16),
при этом ПАВ2 используется в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, при содержании в кислотном составе указанной композиции из ПАВ2 и ПАВ1 1-2 мас.% и раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl) 6-14 мас.% на общую массу состава.

3. Состав по п.2, отличающийся тем, что в качестве раствора соляной кислоты используют ее ингибированный раствор, содержащий ингибитор коррозии Солинг м.Л. или ВНПП-2В.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, вода - остальное. По другому варианту указанный состав содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно - технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, карбамид 5,0-10,0, вода - остальное. Технический результат - понижение температуры замерзания, повышение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти, возможность использования состава как при высокой пластовой температуре или как при тепловом воздействии, так и при низкой пластовой температуре. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 8 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала. Исходную шихту, содержащую кварцполевошпатный песок и/или кварцит и материал - источник оксида магния, сушат и осуществляют помол. Перед помолом дополнительно вводят диатомит в количестве 0,2-10,0 масс.% при содержании в шихте MgO 9,1-10,9 масс.% в пересчете на прокаленное вещество. 1 табл.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах. Многоцелевой гелеобразующий состав включает 3-4 мас.% карбоксиметилцеллюлозы или полианионной целлюлозы, 5-14 мас.% алюмокалиевых квасцов, 0,2-06 мас.% сульфанола, 0,2-0,6 мас.% пропиленгликоля, 0,02-0,06 тетрабората натрия и воду. Техническим результатом является получение нетоксичного гелеобразующего состава с уменьшенной плотностью. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и нефтеотдачи пластов. 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре. Способ включает подачу насосом в зону ствола скважины или в призабойную зону скважины гелеобразующего материала для борьбы с поглощением бурового раствора (LCM), включающего жидкость-носитель, содержащую полимеризующиеся соединения. Причем материал для борьбы с поглощением дополнительно включает инициатор полимеризации и капли ускорителя в оболочках, содержащегося в них. Подвергают гелеобразующий материал воздействию, достаточному для разрушения целостности оболочек. Обеспечивают контакт между полимеризующимися соединениями, инициатором полимеризации и ускорителем. Техническим результатом является повышение эффективности устранения поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил., 7 табл., 5 пр.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции: введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт; создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону; введение предшественника геля в зону и создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 38 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.
Наверх