Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта



Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2572401:

Федоренко Виталий Юрьевич (RU)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования. Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 табл., 49 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и стимулирования притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными и терригенными коллекторами, в том числе в высокотемпературных пластах.

Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий в мас.%: соляную кислоту 6,0-24,0, спиртосодержащее соединение 5,0-30,0, средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0, катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 - 0,2-1,0, стабилизатор железа 0,5-3,0 и остальное - воду (см. Патент РФ №2494136, МКИ С09К 8/74, опубл. 2013 г.).

Недостатком данной композиции является присутствие в составе технического моющего средства «ЖениЛен» силиката натрия. При закачке композиции в карбонатный пласт выделяются ионы Са2+ и Mg2+, кроме того, в пластовых водах эти ионы присутствуют в виде солей CaCl2 и MgCl2. Наличие данных ионов приводит к образованию нерастворимых осадков силиката кальция и магния.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты), включающий четыре варианта кислотных составов, содержащих в мас.%: технические лигносульфонаты 20-35 или 0,5-1, изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов 3-5, уксусную кислоту 80%-ной концентрации 3-5, деэмульгатор водорастворимый 2-4 и остальное - водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, также в вариантах кислотный состав содержит в масс. %: неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81 Б, или ФЛЭК-ДГ-002 0,5-2, водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации 6-10, водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-10 (см. Патент РФ №2308475, МКИ С09К 8/74, опубл. 2007 г.).

Известные составы приводят к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны после обработки, поскольку содержат полимерные компоненты, которые сорбируются на породе и ухудшают фильтрационные свойства коллектора. Лигносульфонаты при снижении концентрации кислоты, после реакции с породой коллектора, образуют нерастворимые осадки с солями кальция.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий в мас.%: продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3, уксусную кислоту 2,5-3,0, соляную кислоту 10,0-24,0, ингибитор коррозии 0,2-1,0 и остальное - воду (см. Патент РФ №2387692, МКИ С09К 8/76, опубл. 2010 г.).

Данный состав недостаточно эффективен, поскольку не содержит деэмульгатор, при этом образуются стойкие нефтекислотные эмульсии, ухудшающие проницаемость и снижающие эффективность кислотной обработки скважины.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатоного коллектора, содержащий в мас.%: соляную кислоту 7,0-19,0, растворитель 10,0-45,0, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорную кислоту 4,0-14,0 и остальное - воду, и способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой в глубину пласта и осуществление технологической выдержки (см. Патент РФ №2293101, МКИ С09К 8/72, Е21В 43/27, опубл. 2007 г.).

Недостатком данного изобретения отсутствие в составе деэмульгаторов и компонентов, препятствующих смолообразованию в присутствии ионов железа III в растворе, при снижении концентрации соляной кислоты происходит выпадение в осадок нерастворимых фосфатов кальция - продуктов реакции карбонатной породы с фосфорной кислотой.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий продавку кислотного реагента через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов путем депрессионного воздействия на скважину в зависимости от коэффициента приемистости скважины, а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду, или техническую воду, или техническую воду с добавлением моющего препарата, или нефть с маслорастворимым эмульгатором (см. Патент РФ №2346153, МКИ Е21В 43/27, С09К 8/74, опубл. 2009 г.).

Данный способ применим для обработки только терригенных коллекторов, также недостатком является отсутствие буферной оторочки перед закачиваемой глинокислотой, что приводит к отложению вторичных осадков, смешанных алюмосиликатов, а в случае кольматации призабойной зоны карбонатом кальция - отложению фторидов кальция.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего в мас.%: галоидводородную кислоту 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензолсульфокислоту 8,0-85,0, поверхностно-активное вещество 0,2-5,0, комплексообразователь 0,1-1,0, вода - остальное, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия (см.патент РФ №2467164, МКИ Е21В 43/27, С09К 8/74, опубл. 2011 г.).

Данный способ недостаточно эффективен, поскольку общая кислотность раствора низкая и не позволяет обеспечить растворение достаточного количества породы коллектора и неорганических кольматантов, также в составе отсутствуют реагенты - диспергаторы и растворители, обеспечивающие очистку призабойной зоны продуктивного пласта от органических отложений, и не содержатся стабилизаторы железа. В случае обработки терригенных коллекторов и включении в состав плавиковой кислоты недостатком является отсутствие буферной оторочки, что приводит к отложению вторичных осадков.

Целью предлагаемого изобретения является разработка многофункционального кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с его использованием, обладающего высокой эффективностью за счет совместимости с пластовыми жидкостями, снижения кислотной коррозии, предотвращения отложения солей и образования эмульсий, обеспечения моющего действия состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям, а также изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

Поставленная цель достигается путем создания многофункционального кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта, содержащего соляную кислоту, поверхностно-активное вещество (ПАВ), ингибитор коррозии и воду, причем состав в качестве ПАВ содержит деэмульгатор и дополнительно хлорид олова или меди, или SCA-2000-M, или SCA-90-М, или аскорбиновую кислоту при следующем соотношении компонентов в мас.%:

соляная кислота (в пересчете на НС1) 1,0-24,0
деэмульгатор 0,2-1,5
ингибитор коррозии 0,002-3,0
вышеприведенные дополнительные реагенты 0,2-5,0
вода остальное

В вариантах состав дополнительно содержит 0,7-5,0 мас.% плавиковой кислоты или бифторида аммония, 0,05-2,0 мас.% диспергатора, и/или 0,1-20,0 мас.% комплексообразующего реагента, и/или 1,0-70,0 мас.% органического реагента.

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в скважину кислотного состава с последующей его продавкой, проведением технологической выдержки и удалением продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют многофункциональный кислотный состав по любому из 1-9 пунктов формулы изобретения, причем кислотный состав используют в пластах с проницаемость 0,5-400 мД и закачку проводят в объеме из расчета 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта.

В варианте выполнения способа закачку кислотного состава проводят циклически, используя вышеприведенные кислотные составы в любой последовательности.

Соляную кислоту используют по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3, ТУ 2458-017-12966038-2002, ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2122-252-05763441-99 с изм. 1-4, ГОСТ 3118-77, ГОСТ 857-95, ГОСТ 24104-2001.

В качестве деэмульгатора могут быть использованы Лапрол-6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-1048805794, Лапрол 5003-2-Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, Реапон-4 В по ТУ 2226-005-10488057-94, LML 4312А по ТУ 2458-008-12966446-2001, Деклив-р1573 по ТУ 2458-026-94296805-2009 с изм. 1, Рекорд -118 по ТУ 2458-004-48680808-ОП-00 изм. 1-3, AkzoNobel Witbreak DRC-163, реагент SCA-2000-C по ТУ 2458-001-27844789-2013, Деканол по ТУ 6-09-1514-75, Синтанол АЛМ-10 по ТУ 2483-003-71150986-2006 (Дзерж.), ТУ 6-14-864-88, Синтанол АЛМ-2 по ТУ 2483-005-71150986-2006.

Хлорид олова используют по ТУ 6-09-5384-88, хлорид меди по ГОСТ 4164-79, SCA-2000-M по ТУ 2458-001-27844789-2013, SCA-90-M по ТУ 2458-007-27844789-2014, аскорбиновую кислоту по ГОСТ 4815-76. Реагент SCA-2000-M представляет собой композицию на основе поверхностно-активных веществ и сероорганических соединений, подвижная жидкость желтого цвета, плотность 1,125 г/см3, температура 50°C, кинематическая вязкость не более 5 мм2/с по ТУ 2458-101-27844789-2013. Реагент SCA-90-M представляет собой композицию органических кислот по ТУ 2458-007-27844789-2014, порошок от бесцветного до светло-серого цвета, насыпная плотность 1,1 г/см3, хорошо растворим в воде и кислотах. Введение приведенных реагентов препятствует смолообразованию нефти при контакте кислотного состава с нефтью в присутствии трехвалентного железа, в том числе и при высоких температурах до 130°C. В качестве плавиковой кислоты используют плавиковую кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ГОСТ 10484-78, бифторид аммония по ГОСТ 9546-75. Введение плавиковой кислоты или бифторида аммония позволяет обрабатывать терригенные коллекторы с последующим удалением кремнийсодержащих кольматантов. В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы: Dodicor-2575 - продукт фирмы Клариант, Prod Ci-300 производитель Chevron-Phillips LP, уротропин (УТ) по ГОСТ 1381-73, формальдегид (ФД) по ГОСТ 1625-89, жирные аммонийные соли (ЖАС) по ТУ 38-40798-78, ВНПП-2 В по ТУ 2499-001-34127433-98, SCA-2000-P по ТУ 2458-001-27844789-2013, реагент SCA-90-P по ТУ 2458-007-27844789-2014. Введение ингибитора коррозии позволяет снизить коррозионное воздействие на нефтепромысловое оборудование при обработке пластов с температурой от 40°C до 130°C. В качестве диспергатора могут быть использованы: Новамин по ТУ 2482-001-85495109-08, Кватрамин по ТУ 2458-020-98712376-2010, Алкатол по ТУ 2433-003-89535834-2009, Фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89, реагент SCA-2000-B по ТУ 2458-001-27844789-2013, Оксифос КД-6 по ТУ 6-02-1148-78, Алкилбензолсульфокислота по ТУ 2481-036-04689375-96, Синтамид-5К по ТУ 2483-064-0580977-2003, Кокоамин - моноамин жирных кислот кокосового масла - по ТУ 113-00203795-018-99, Амдор по ТУ 0257-003-35475596-96, эмульгатор катионных битумных эмульсий (ЭКБЭ) по ТУ 0257-007-35475596-98, МЛ-41. Введение диспергатора в присутствии углеводородной фазы соответствует эффективному разрушению АСПО, а также препятствует образованию смолистых осадков при контакте нефти с кислотным составом.

В качестве комплексообразующего реагента могут быть использованы: фосфоновые кислоты и их производные, ЭДТА, НТФ кислота по ТУ 2439-347-05763441-2001 изм. 1,2, ОЭДФ кислота по ТУ 2439-363-05763441-2002 изм. 1,2, корилат по ТУ 6-09-20-243-94 изм. 1,2,3 (смесь натриевых солей НТФ с примесью NaCl), полиаминометилфосфоновая кислота (ПАМФК) по ТУ 6-01-1260-81, натриевая соль полиакриловой кислоты по ТУ 6-02-80-91, полиакриловая кислота (ПАК), SCA-609 по ТУ 2458-004-27844789-2013, 2-гидроксифосфиноуксусная кислота (2-ГФУК), бис(гексаметилен)триаминопентаметиленфосфоновая кислота (БТМФК), диэтилентриаминопента(метилен)фосфоновая кислота (ДТПФК), сополимер малеиновой кислоты с акриловой кислотой (СМКАК), сополимер сульфонатполиакриловой кислоты (ССПАК) - промышленные продукты производства Shandong Taihe Water Treatment CO, LTD - или их смеси. Введение комплексообразующего реагента препятствует отложению солей, обеспечивает удаление солей со скважинного оборудования даже при низкой кислотности состава, при этом нефтепромысловое оборудование не подвергается значительной коррозии и позволяет использовать кислотные составы при минерализации пластовых вод 15-250 г/л. В качестве органического компонент могут быть использованы спирты, кетоны, диоксаны, целлозольвы, ацетали, кетали, бензол, технические бензины, например: фракция ароматических углеводородов (ФАУ) по ТУ 2414-003-48082088-2005 с изм. 1,2, бентол по ТУ 2415-020-53505711-2010, метанол по ГОСТ 2222-95 технический, нефрас 130/150 по ГОСТ 10214-78, этилацетат по ГОСТ 8981-78, ацетон по ГОСТ 2768-84, изопропанол по ТУ 6-09-50-2655-94, вторичный бутанол по ГОСТ 6006-78, бутилцеллозольв (БЦ) по ТУ 6-01-646-84, этилцеллозольв (ЭЦ) по ГОСТ 8313-88, дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82, ксилол по ГОСТ 9410-78, толуол по ГОСТ 14710-78, бензин по ТУ 0251-009-057-66801-93 или их смеси. Введение органического компонента приводит к снижению скорости реакции кислотного состава с породой пласта, удалению органических кольматантов, улучшению смачиваемости породы, а также при подобранном соотношении компонентов позволяет использовать для перераспределения фильтрационных потоков.

Создание многофункционального кислотного состава с подобранным пакетом компонентов обеспечивает хорошее смачивание породы, удаление отложений солей и АСПО, исключение образования гудронов, тяжелых смол, оказывающих негативное влияние на свойства коллектора, эффективно разрушает нефтяные эмульсии. При этом исключается образование осадков и стойких эмульсий при контакте кислотного состава со скважинными флюидами, которые кольматируют коллектор. Оптимальные концентрации используемых компонентов подбираются экспериментальным путем исходя из решаемой технологической задачи и физико-химических параметров пласта.

Предлагаемый многофункциональный кислотный состав в зависимости от подобранного компонентного состава может быть приготовлен в условиях промышленного производства и/или непосредственно перед применением путем последовательного дозирования компонентов в заявляемых количествах.

Предлагаемый способ кислотной обработки заключается в закачке в скважину кислотного состава в объеме из расчета 0,1-4,0 м3 на метр перфорированной толщины пласта. Закачку кислотного состава можно производить до 5 циклов, используя кислотные составы с разным подбором заявляемых компонентов и их содержанием в составе. Заявляемые составы предназначены для обработки призабойной зоны с карбонатным, доломитным и терригенным коллектором, в том числе сильно заглинизированным песчаником, с температурным диапазоном пласта от 20°C до 130°C, проницаемостью 0,5-400 мД и минерализацией пластовых вод 10-250 г/л. После закачки кислотный состав продавливают в глубь пласта технической водой, или водонефтяной эмульсией, или нефтью в объеме насосно-компрессорных труб и далее проводят технологическую выдержку в течение 0,5-12 часов в зависимости от температуры пласта. Извлечение продуктов реакции кислотного состава с породой пласта проводят методом свабирования.

Для доказательства соответствия заявленного предложения критерию «промышленная применимость» приводим примеры приготовления кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием известного и заявляемого составов.

Примеры приготовления составов приведены в таблице 1.

Пример 1. В колбу емкостью 250 мл заливают 33,33 г 30%-ной соляной кислоты, добавляют 0,2 г деэмульгатора - Лапрол-6003 2Б-18 и 0,2 хлорида олова и 1,5 г Dodikor-2575 при перемешивании, полученную смесь разбавляют водой до 100 г (см. таблицу 1, пример 1).

Примеры 2-3 готовят аналогичным способом, изменяя виды компонентов и их содержание в составе.

Пример 4. В колбу емкостью 250 мл заливают 33,33 г 30%-ной соляной кислоты, добавляют 1,5 г деэмульгатора - LML-4312A, 5,0 г аскорбиновой кислоты, 0,7 г плавиковой кислоты и 3,0 ингибитора коррозии - ЖАС при перемешивании, полученную смесь разбавляют водой до 100 г (см. таблицу 1, пример 4).

Примеры 5-6 готовят аналогичным способом.

Пример 7. В колбу емкостью 250 мл заливают 66,66 г 30%-ной соляной кислоты, добавляют 0,5 г деэмульгатора - LML-4312A, 5,0 г хлорида олова, 1,5 г ингибитора коррозии - Dodikor-2575, 1,0 г плавиковой кислоты и 0,05 г диспергатора - новамин при перемешивании, полученную смесь разбавляют водой до 100 г (см. таблицу 1, пример 7).

Примеры 8-12 готовят аналогичным образом.

Пример 13. В колбу емкостью 250 мл заливают 33,33 г 30%-ной соляной кислоты, далее добавляют 1,0 г деэмульгатора - Лапрол 6003-2Б-18, 4,0 г SCA-90-M, 2,0 г ингибитора коррозии - Dodikor-2575 и 0,1 г НТФ при перемешивании, полученную смесь разбавляют водой до 100 г (см. таблицу 1, пример 13).

Примеры 14-48 готовят аналогичным способом, изменяя компонентный состав, виды и содержание компонентов согласно формуле изобретения.

Пример 49 (прототип). В емкость на 250 мл последовательно загружают 30%-ную соляную кислоту 33,4 г, уксусную кислоту 2,5 г, ингибитор коррозии марки Солинг 0,2 г, водный 30%-ный раствор ПАВ - продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода - 0,3 г. Полученную смесь разбавляют водой до 100 г и получают кислотный состав с приведенным содержанием компонентов (см. таблицу 1, пример 49).

Для определения эффективности заявляемого кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта определяют скорость коррозии, моющую способность, совместимость кислотного состава с нефтью и модельные испытания для определения фильтрационных характеристик пласта после воздействия заявляемым кислотным составом.

Коррозионную активность проверяют по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при комнатной температуре. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Пластинку размером 10×15×3 см очищают, промывают в теплой воде, обезжиривают ацетоном или спиртом и высушивают до постоянного веса. Пластинку подвешивают на капроновой нити в стакане так, чтобы при заполнении стакана раствором кислоты торец пластинки оказался примерно на 10 мм ниже уровня жидкости. Стакан заполняют кислотным составом и оставляют на фиксированное время. По истечении заданного времени пластинку вынимают из кислоты, тщательно промывают в проточной воде и многократно ополаскивают горячей дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластинки удаляют фильтровальной бумагой и пластинку сушат до постоянного веса.

Скорость коррозии вычисляют по формуле

V=g/10-4*S*t,

где V - скорость коррозии, г/м2*час;

g - потеря массы пластинки в результате коррозии, г;

S - поверхность пластинки, м2;

t - продолжительность испытания, час.

Как видно из данных таблицы 2, при использовании заявляемого кислотного состава значения скорости коррозии значительно ниже, чем при использовании известного состава.

Определение моющей эффективности проводят в динамических условиях, для этого образцы асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) массой 2 г помещают в корзиночки из нержавеющей стали и на проволоке подвешивают в слой приготовленного заранее кислотного состава в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на магнитной мешалке со скоростью 400 об/мин в течение 2 часов при комнатной температуре. По прошествии времени образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают. Моющую эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах. Результаты исследований приведены в таблице 3.

Из данных таблицы 3 видно, что заявляемые составы обладают более высокой моющей эффективностью по отношению к АСПО по сравнению с составом по прототипу.

Для определения совместимости кислотного состава с нефтью и определения осадкообразования проводят следующее тестирование.

В химический стакан объемом 200-250 мл наливают 150 мл тестируемого кислотного состава. Далее добавляют 1,566 г шестиводного хлорида железа (III) и перемешивают до растворения. Готовый раствор разливают в три цилиндра по 25, 50 и 75 мл, затем добавляют нефть объемом 25,50 и 75 мл соответственно и тщательно перемешивают. Цилиндры помещают на водяную баню, нагретую до температуры пласта, и выдерживают 30 минут. По прошествии времени цилиндры вынимают, фиксируют объем органической и водной фаз. Смесь проливают через фильтр. Тест считается пройденным при полном разделении фаз и отсутствии осадка на фильтре после проливания содержимого цилиндра через фильтр.

Результаты исследований приведены в таблице 4.

Из данных таблицы 4 видно, что степень деэмульгирования кислотно-нефтяных эмульсий составляет 87-100%, а по прототипу 55%, при этом состав по прототипу не проходит тест на совместимость с нефтью, при фильтровании смеси на фильтре остается осадок.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления проводят испытания на моделях пласта при постоянном стабилизированном давлении. Модель пласта представляет собой металлическую колонку, плотно набитую молотым и подготовленным песком с добавлением измельченного экстрагированного керна. Насыщающим и вытесняющим агентами служат имитат пластовой воды и дегазированная нефть, разбавленная керосином. Модель пласта насыщают водой, при испытании на нефтенасыщенной модели воду вытесняют нефтью до постоянных значений, после чего закачивают заявляемый состав и затем вытесняют состав до установившегося значения сопротивления пористой среды.

Рассчитывают величину фильтрационного сопротивления среды до и после ввода состава по формуле

R=((К21)/К1)*100%,

где K1 и К2 - проницаемость пористой среды по воде или нефти до и после обработки модели пласта составом.

Результаты исследований приведены в таблице 5.

Из данных, приведенных в таблице 5, видно, на модели карбонатного нефтенасыщенного коллектора, что заявленные составы превышают эффективность прототипа в 3 и более раза и значительно превосходят по уменьшению фильтрационного сопротивления на моделях терригенного коллектора.

Таким образом, использование предлагаемого многофункционального кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными или терригенными породами, позволяет в процессе кислотной обработки:

- исключить риски образования смолистых продуктов и стойких кислотно-нефтяных эмульсий;

- за счет моющих свойств в процессе обработки удалять асфальтеносмолопарафиновые отложения;

- снизить скорость кислотной коррозии;

- удалять неорганические осадки и предотвращать отложения солей за счет комплексообразующих добавок;

- повышать фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта.

Постадийная комплексная обработка (до пяти последовательных закачек) составами из заявленного ряда позволяет повысить эффективность обработки и в зависимости от решаемой технологической задачи перераспределять фильтрационные потоки и устранять различные виды кольматантов.

1. Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что состав в качестве поверхностно-активного вещества содержит деэмульгатор и дополнительно - хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота (в пересчете на НСl) 1,0-24,0
деэмульгатор 0,2-1,5
ингибитор коррозии 0,002-3,0
хлорид олова или меди или SCA-2000-M,
или SCA-90-M, или аскорбиновая кислота 0,2-5,0
вода остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит плавиковую кислоту или бифторид аммония в количестве 0,7-5,0 мас.%.

3. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор в количестве 0,05-2,0 мас.%.

4. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит комплексообразующий реагент в количестве 0,1-20,0 мас.%.

5. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит органический реагент в количестве 1,0-70,0 мас.%.

6. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор в количестве 0,05-2,0 мас.% и комплексообразующий реагент в количестве 0,1-20,0 мас.%.

7. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор в количестве 0,05-2,0 мас.% и органический реагент в количестве 1,0-70,0 мас.%.

8. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор в количестве 0,05-2,0 мас.%, комплексообразующий реагент в количестве 0,1-20,0 мас.% и органический реагент в количестве 1,0-70,0 мас.%.

9. Состав по п. 1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит комплексообразующий реагент в количестве 0,1-20,0 мас.% и органический реагент в количестве 1,0-70,0 мас.%.

10. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в скважину кислотного состава с последующей продавкой в глубь пласта, приведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава используют кислотный состав по любому из пп. 1-9, причем кислотный состав используют в пластах с проницаемостью 0,5-400 мД и закачку проводят в объеме 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что закачку кислотного состава проводят циклически, причем используют кислотные составы по любому из пп. 1-9 в любой последовательности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-90,0, вода остальное. По другому варианту состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-80,0, карбамид 2,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, доотмыв остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта, увеличение вязкости рабочего агента и выравнивание подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, совместимости с минерализованными пластовыми водами. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 13 пр., 1 табл., 6 ил.
Наверх