Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами. Технический результат - разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, а также низкой скоростью коррозии и высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с карбонатной породой пласта. Cостав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 37,5-95,8; поверхностно-активное вещество - реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0; смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0; воду остальное. 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора соляной кислоты и деэмульгирующей добавки - блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля или смеси его с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53, причем деэмульгирующую добавку вводят в количестве 0,010-0,013 мас. % (см. Патент РФ №2143063, МКИ E21B 43/27, опубл. 1999 г.).

Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования осадков -гудронов и смол при взаимодействии кислотного состава с нефтью, низкой степенью деэмульгирования образующихся нефтекислотных эмульсий, что отрицательно влияет на качество обработки нефтенасыщенной части призабойной зоны скважины.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий в масс. %: соляную кислоту - 24,9-90,0, реагент ИТПС-806 А 5,0-7,5 и вода - остальное (см. Патент РФ №2523276, МКИ C09K 8/74, опубл.2014 г.).

Данный состав не обладает достаточной активностью по снижению межфазного и поверхностного натяжения при смешении с нефтью и контакте с породой пласта.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий стабилизатор железа ИТПС-708, деэмульгатор ИТПС-906 и соляную кислоту 12% - остальное (см. статья «Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию стабилизатора железа, применительно к некоторым нефтям приволжского региона», Вестник казанского технологического университета, опубл. 2011 г.).

Стабилизатор железа, содержащийся в данном составе, не проявляет достаточной скорости превращения ионов Fe (III) в Fe (II).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, содержащий в масс. %: стабилизатор железа ИТПС-708 марки А - 1,4, реагент ИТПС-906 К - 4, ингибиторы коррозии ИТПС-508 Б - 0.2 - 3, ИТПС-011 А - 0.02 - 3, ИТПС-508 К - 0.1 - 2, соляная кислота 12% - остальное (см. статья «Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию ингибитора кислотной коррозии и деэмульгатора кислотно-нефтяных эмульсий», Вестник казанского технологического университета, опубл. 2012).

Реагент ИТПС-708 марка А представляет собой смесь аскорбиновой кислоты и медного купороса по ТУ 2458-009-27913102-2007 от 10 декабря 2007 г. и используется как стабилизатор железа в кислотном составе.

Известный состав имеет недостаточную глубину восстановления ионов железа (III), довольно высокую скорость коррозии, а также низкое качество совместимости с нефтью.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, а также низкой скоростью коррозии и высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с карбонатной породой пласта.

Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающегося тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит реагент ИТПС-906 марка К и дополнительно - смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота 37,5-95,8
Реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0
Реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0
Вода Остальное

Реагент ИТПС-906 К представляет собой раствор смеси блок-сополимеров окисей этилена и пропилена. По внешнему виду реагент ИТПС-906 К является прозрачной однородной жидкостью от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 950 кг/м3, температурой застывания не выше -45°С и выпускается по ТУ-2458-007-27913102-2006.

Реагент ИТПС - 708 А предназначен для использования при кислотных обработках призабойных зон скважин терригенных и карбонатных коллекторов и представляет собой смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте, выпускается по ТУ 2458-009-27913102-2007 с изм. 3 от 23 января 2014 года. Реагент представляет собой кристаллы от бесцветного до светло-желтого или светло-серого цвета с насыпной плотностью не менее 0,750 г/см3 и с содержанием механических примесей не более 0,5%.

Использование в заявляемом кислотном составе модифицированного реагента ИТПС-708 А кроме стабилизации железа приводит к усилению воздействия реагента ИТПС-906 К, что отражается на снижении краевого угла смачивания и межфазного натяжения, а также значительно повышает уровень деэмульгирования нефтекислотных эмульсий.

Для приготовления состава берут ингибированную соляную кислоту, с технической характеристикой - скорость коррозии не более 0.2 г/м2ч при 20°C, например, по ТУ 2458-264-05765670-99 20-25%-ной концентрации.

Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов состава в воде в заявляемых количествах.

Приводим примеры приготовления составов, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый состав).

К 61,5 г воды добавляют 37,5 г соляной кислоты 24%-ой концентрации, 0.5 г ИТПС-906 К, 0.5 г ИТПС-708 А с изм. 3 и перемешивают (см. табл. 1, пример 1).

Примеры 2-6 готовят аналогичным образом, изменяя количества компонентов состава в заявляемых количествах (см. табл. 1, примеры 2-6).

Пример 7 (прототип).

К 91,6 г соляной кислоты 12%-ой концентрации при перемешивании добавляют 1 г ИТПС-508 К, 1 г ИТПС-011 А, 1 г ИТПС-508 Б, 1.4 г ИТПС-708 А и 4 г ИТПС-906 К (см. табл. 1, пример 7).

Скорость коррозии кислотных составов определяют в соответствии с ТУ на ингибированную соляную кислоту ТУ 2458-264-05765670-99. Остаточную концентрацию ионов железа (III) определяют с помощью спектрофотометра ПЭ-5300ви при длине волны 490 нм, с использованием зеленовато-синего светофильтра. Для этого в тестируемом кислотном составе, содержащем определенное количество стабилизатора железа, растворяют хлорное железо (источник ионов Fe (III)) из расчета на 1.4% стабилизатора 5000 миллионных долей, (м.д.) ионов железа, а именно 2.6 г хлорного железа. Для иных концентраций стабилизатора железа, содержащегося в составах, указанных в таблице 1, проводится пересчет количества добавляемого хлорного железа. После выдерживания смесей 30 минут их наливают в спектрофотометрическую кювету, снимают оптическую плотность и по предварительно построенной зависимости оптической плотности и концентрации ионов железа находят остаточное содержание ионов железа в м.д. в исследуемой пробе. Метод основан на способности ионов железа (III) окрашивать растворы его содержащие в ярко-оранжевый цвет, который по мере восстановления ионов железа (III) в ионы железа (II) пропадает. Таким образом, чем эффективнее стабилизатор железа, тем полнее будет происходить восстановительный процесс и, соответственно, остаточная концентрация ионов железа будет меньше.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что у заявляемого состава при температуре 20°C скорость коррозии меньше скорости коррозии образца прототипа на 0.28-0.37 г/м2 ч. Данное обстоятельство объясняется большей эффективностью ингибиторов кислотной коррозии, содержащихся в ингибированной соляной кислоте, применяющейся для приготовления заявляемого состава при температуре 20 градусов, относительно ингибиторов коррозии, применяющихся в составе прототипа, которые ориентированы на работу в условиях высоких температур. В данном изобретении сравнивалась ингибирующая способность при температуре 20°C, характерных для температур месторождений Татарстана, скважины которых неглубокие, с невысокой температурой призабойной зоны, где и предполагается использование состава. Остаточная концентрация ионов железа (III) через 30 минут после растворения хлорного железа у заявляемого образца меньше, чем у прототипа на 109,7-111,2 м.д., что указывает на значительно большую эффективность стабилизатора железа, применяемого в заявляемом составе относительно стабилизатора в составе прототипа.

Для тестирования совместимости кислотных составов с нефтью смешивают 50 мл кислотного состава с растворенным в нем хлорным железом в количестве 0.78 г из расчета содержания ионов железа (III) 3000 м.д. с 50 мл образца нефти путем интенсивного встряхивания смеси, последующего контроля степени деэмульгирования в течение 10 минут и далее пропускают смесь через фильтр (размер ячейки 0.200 мм). Тестирование считалось тем более успешным, чем больше скорость деэмульгирования (процент от полного - 50 мл за 10 минут) и удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании были использованы нефти Татарстана следующих НГДУ: «Лениногорскнефть», «Ямашнефть», «Елховнефть», «Бавлынефть» и «Нурлатнефть». Результаты испытаний в таблице 2.

По данным таблицы 2 видно, что степень деэмульгирования нефтекислотных эмульсий составами, предлагаемыми в данном изобретении, составляет 70-100%, а составом по прототипу - 50-60%. Предлагаемые настоящим изобретением составы полностью совместимы с нефтями ПАО «Татнефть». Состав по прототипу во всех случаях приводит к образованию смолянистых осадков.

Для доказательства соответствия критерию «промышленная применимость» проводят исследования по определению скорости растворения образцов мрамора с использованием кислотных составов в лабораторных условиях. Скорость растворения кислотными составами карбонатной породы определяют по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака. По линейным размерам вычисляют площадь кубика. Кубик подвешивают на нити и опускают в кислотный состав так, чтобы кубик не касался стенок и дна стакана на время 1 минута. Далее кубик извлекают из раствора, промывают проточной водой, сушат до постоянной массы и взвешивают. Скорость растворения вычисляют, как отношение потери массы мраморного кубика к времени выдерживания в минутах и площади кубика в см2. Результаты эксперимента приведены в таблице 3.

Примечание: площадь кубика 40,015 см2

По данным испытаний, скорость растворения карбонатной породы предлагаемыми кислотными составами меньше скорости растворения составом по прототипу на 0.0005-0.0046 г/см2 мин, что указывает на возможность более глубоких обработок породы пласта.

Таким образом, использование заявляемого состава для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов за счет комплексного воздействия позволяет ингибировать образование нефтекислотных эмульсий, предотвратить образование осадков и снизить износ стального оборудования скважин за счет снижения скорости коррозии, а также заявляемый состав обладает хорошей совместимостью с пластовыми флюидами и увеличивает проникающую способность состава в пласт за счет уменьшения скорости реагирования с карбонатной породой.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит реагент ИТПС-906 марка К и дополнительно - смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота 37,5-95,8
Реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0
Реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к рецептурам регулирования вспенивания для предотвращения или снижения вспенивания и к применению таких рецептур для предотвращения или снижения вспенивания в текучих средах, таких как водные текучие среды и особенно в применениях в нефтяном промысле.

Изобретение относится к области неорганической и полимерной химии, а более конкретно к защите от солеотложения и коррозии добывающих нефтяных скважин. Способ получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии включает загрузку в смеситель компонентов смеси при следующем соотношении, мас.%: основа ингибитора коррозии 15-40, основа ингибитора солеотложения 20-50, регулятор кислотности 10-20, регулятор скорости высвобождения ингибиторов 1-10, регулятор удельного веса 10-30, сольвент – остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Изобретение относится к добыче газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов. Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов, характеризующийся использованием смолы полимолочной кислоты, содержащей компонент, представляющий собой поли-L-молочную кислоту, и компонент, представляющий собой поли-D-молочную кислоту, при этом также характеризующейся удельной теплотой плавления при 190°С или более, измеренной методом дифференциальной сканирующей калориметрии, 20 Дж/г или более.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы, в котором способ включает в себя по меньшей мере следующие стадии: нагнетание водной композиции, содержащей по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S) в по меньшей мере часть нефтеносного пласта, возможность взаимодействия композиции с гидрофобными поверхностями в пласте, в котором катионное поверхностно-активное вещество (S) обладает общей формулой (I) и R1, R2, R3, R4 и Хm- имеют следующее значение: R1: группа, выбираемая из группы из R1a и R1b, в которой R1a представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, и R1b представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, замещенных от 1 до 3 OH-группами, и R2, R3 и R4 могут быть одинаковыми или различными и выбираются из группы из R2a, R3a, R4a: алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, R2b, R3b, R4b: OH-замещенных алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и R2c, R3c, R4c: групп простых алкильных эфиров формулы -СН2СН2ОСН2СН2ОН и -СН2СН2ОСН2СН2ОСН2СН2ОН, и Хm- представляет собой анион, в котором m составляет 1, 2 или 3, при условии, что по меньшей мере одна из групп R1, R2, R3 и R4 содержит OH-группу и общее количество ОН групп в поверхностно-активном веществе (S) составляет от 1 до 4.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений и газоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация до 300 г/л) и конденсат газовый (до 50%).

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость.

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенными коллекторами. Технический результат - разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, низкой скоростью коррозии, а также низкими значениями краевого угла смачивания и межфазного натяжения и высокой проникающей способностью в пласт. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 37,5-95,8; реагент СНО-ИТПС - 707 А 2,0-9,0; реагент ИТПС-906 К 0,5-6,0; смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС - 708 А 0,5-2,0; воду остальное. 3 табл.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанную выше гелевую композицию. Способ получения гелевой композиции, включающий смешивание или взаимодействие акриламидного полимера или сополимера с диальдегидным компонентом в водной среде с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, причем молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне примерно больше чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0, при температуре и в течение периода времени, достаточными для получения гелевой композиции; где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%. Способ обработки скважины, где указанную выше гелевую композицию вводят в ствол скважины. Способ обработки скважины, включающий введение в ствол скважины композиции, содержащей акриламидный полимер или сополимер; введение в ствол скважины композиции, содержащей диальдегид, и введение в ствол скважины модифицирующего рН агента в количестве, достаточном для образования в стволе скважины раствора с рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, с получением in situ указанной выше гелевой композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами. Технический результат - разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, а также низкой скоростью коррозии и высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с карбонатной породой пласта. Cостав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.: ингибированную соляную кислоту 37,5-95,8; поверхностно-активное вещество - реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0; смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0; воду остальное. 3 табл.

Наверх