Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенными 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 Е21В 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 мас.%: соляную кислоту - 24,9-90,0, реагент ИТПС - 806А 5,0-7,5, фтористоводородную кислоту - 4,0-10,0 и вода - остальное (см. Патент РФ №2523276, МКИ С09К 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 в мас.%: 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).

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

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, содержащий комбинацию присадок: ИТПС-906 К 1-4 мас.%, ИТПС-708 0.7-1.5 мас.%, СНО-ИТПС-707 А, ИТПС-011, соляная кислота 12% - остальное (см. статья «Новые реагенты для борьбы с коррозией, солеотложениями и обработки ПЗП. Инженерная практика, спец. выпуск №1, опубл. 2011).

Приведенный в данном составе 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, кроме того использование в кислотном составе загустителя - реагента ИТПС-011 придает составу густую консистенцию и тем самым уменьшает текучесть состава, состав проявляет самоотклоняющие свойства, что важно лишь при обработке неоднородных пластов.

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, низкой скоростью коррозии, а также низкими значениями краевого угла смачивания и межфазного натяжения и высокой проникающей способностью в пласт.

Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего ингибированную соляную кислоту, реагент СНО - ИТПС - 707 А, реагент ИТПС-906 К, комплексообразующий реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве комплексообразующего реагента он содержит смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС - 708 А при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота 37,5-95,8

Реагент СНО-ИТПС - 707 А 2,0-9,0

Реагент ИТПС - 906 К 0,5-6,0
Реагент ИТПС - 708 А 0,5-2,0
Вода остальное

Реагент СНО-ИТПС - 707 А представляет собой состав фтористых солей и органических кислот и предназначен для приготовления кислотных составов для обработки призабойных зон скважин терригенных коллекторов. По внешнему виду реагент является кристаллами от бесцветного до светло-серого цвета с насыпной плотностью 0,52-0,75 г/см3 и выпускается по ТУ 2458-008-27913102-2007.

Реагент ИТПС - 906 К представляет собой раствор смеси блок-сополимеров окисей этилена и пропилена и предназначен для использования в качестве ПАВ-добавки к соляной кислоте для производства кислотных составов. 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 (ПАВ) в минеральной кислоте, выпускается по ТУ 2458-009-27913102-2007 с изм. 3 от 23 января 2014 года. Присутствие ПАВ в данном реагенте позволяет снизить краевой угол смачивания кислотным составом породы пласта и межфазное натяжение.

Использование в заявляемом кислотном составе комплексообразующего 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°С, 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 59,5 г воды добавляют 37,5 г ингибированной соляной кислоты, 2,0 г реагента СНО-ИТПС - 707 А, 0,5 г реагента ИТПС - 906 К, 0,5 г реагента ИТПС - 708 А 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 90,6 г соляной кислоты 12%-ной концентрации при перемешивании добавляют 2 г СНО-ИТПС - 707 А, 1,4 г ИТПС - 708 А, 4 г ИТПС - 906 К и 2 г ИТПС - 011 (см. табл. 1, пример 7).

Эффективность заявляемого состава оценивают по следующим показателям: межфазное натяжение, краевой угол смачивания, скорость коррозии и по остаточной концентрации ионов железа (111).

Межфазное натяжение, краевой угол смачивания являются важными показателями заявляемого состава, определяющими хорошее смачивание породы и отмыв с нее пленки нефти, более легкого проникновения состава в пласт. Межфазное натяжение определяют тензометром дю Нуи на границе фаз - кислота/воздух, а краевой угол смачивания определяют методом лежачей капли, помещенной на стеклянную поверхность.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что у заявляемого состава краевой угол смачивания и межфазное натяжение имеют меньшие значения, чем у прототипа на 1,09-28,22 градусов и 2,280-7,583 мН/м соответственно.

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 растворяют хлорное железо (источник ионов Fe (III)) из расчета на 1.4% реагента ИТПС 708 А на 5000 миллионных долей (м.д.) ионов железа, а именно 2.6 г 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 состав, 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°С скорость коррозии меньше, скорость коррозии образца прототипа на 0,59-0,70 г/м2ч. Данное обстоятельство объясняется большей эффективностью ингибиторов кислотной коррозии, содержащихся в ингибированной соляной кислоте, применяющейся для приготовления заявляемого состава. В данном изобретении сравнивают ингибирующую способность при температуре 20°С, характерных для температур месторождений Татарстана, скважины которых не глубокие, 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 116,0-120,4 м.д., что указывает на значительно большую эффективность заявляемого состава по сравнению с прототипом.

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 кислотно-нефтяных эмульсий заявляемыми составами составляет 65-100%, а составом прототипа - 30-50%. Предлагаемые настоящим изобретением составы полностью совместимы с нефтями ПАО «Татнефть». Состав по прототипу во всех случаях приводит к образованию смолянистых осадков.

Для доказательства заявляемого состава критерию «промышленная применимость» приводят экспериментальные работы по воздействию кислотной композиции на образец керна на установке УИПК-1М. Производят замеры проницаемости образцов керна до обработки кислотными составами и после. Перед испытаниями насыщают экстрагированный керн пластовой водой, затем нефтью и далее снова пластовой водой до остаточного уровня содержания нефти в образце. Затем через керн прокачивают три поровых объема испытуемого кислотного состава и замеряют изменение проницаемости по пластовой воде до установления постоянной скорости протекания. За первоначальную проницаемость была взята проницаемость по пластовой воде с остаточной нефтенасыщенностью, а конечная проницаемость - по пластовой воде после обработки кислотным составом. В испытаниях используют нефть и воду из НГДУ «Лениногорскнефть».

Расчет увеличения проницаемости проводят по формуле:

Увеличение проницаемости = (Проницаемость после обработки - Проницаемость до обработки) * 100% / Проницаемость после обработки.

Результаты экспериментов приведены в таблице 3.

По данным таблицы 3 видно, что заявляемый состав увеличивает проницаемость на 45,2% больше, чем состав по прототипу.

Таким образом, использование заявляемого состава для обработки призабойной зоны терригенных коллекторов за счет комплексного воздействия позволяет ингибировать образование нефтекислотных эмульсий, предотвратить образование осадков и увеличить глубину проникновения состава за счет увеличения проницаемости породы пласта, а также заявляемый состав обладает хорошей смачивающей способностью, отмывающими нефть свойствами и низкой скоростью коррозии стали, что уменьшит износ стального оборудования скважин.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ингибированную соляную кислоту, реагент СНО-ИТПС - 707 А, реагент ИТПС-906 К, комплексообразующий реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве комплексообразующего реагента он содержит смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС - 708 А при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота 37,5-95,8
Реагент СНО-ИТПС - 707 А 2,0-9,0
Реагент ИТПС - 906 К 0,5-6,0
Реагент ИТПС - 708 А 0,5-2,0
Вода остальное



 

Похожие патенты:

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.

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

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 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 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.

Наверх