Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты)

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойствами состава, полное предотвращение выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков в процессе обработки составом, ингибирование процесса образования эмульсий, полный вынос продуктов реакций из пласта в процессе освоения с одновременным снижением экономических затрат. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта по первому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; поверхноство-активное вещество ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по второму варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; лигносульфонаты технические жидкие 18-28; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по третьему варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по четвертому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-8; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. 4 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

 

Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в прискважинной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также в качестве технологической жидкости при перфорации и гидроразрыве пластов.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.1994 в бюл. №10), содержащий водный раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты, или гликоли, или глицерин при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

лигносульфонаты технические 10-30
водорастворимые алифатические спирты,
или гликоли, или глицерин 5-10
водный раствор соляной
кислоты 15-18%-ной концентрации остальное.

Известный состав обладает в 13,7-32,7 раза более низкой скоростью реакции в отношении карбонатов, стабилизирует отработанный кислотный раствор в отношении трехвалентного железа, имеет в 2,1-13 раз более высокие значения по вязкости по сравнению с традиционными кислотными составами.

Недостатками данного состава являются:

1. Узкий диапазон изменения скорости реакции и вязкости состава, что ограничивает область его применения.

2. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа с учетом очень большого содержания этого элемента в колонне насосно-компрессорных труб, по которой состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта закачивается в пласт. Кроме этого, кислота дополнительно насыщается ионами железа при реакциях с породой пластов.

3. Возможность образования в пласте закупоривающих поры эмульсий прямого и обратного типов.

Наиболее близким аналогом является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 в бюл. №29). Состав включает водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа - уксусную кислоту 80%-ной концентрации, поверхностно-активное вещество (ПАВ), деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт (ИПС) или кубовые остатки бутиловых спиртов (КОБС), лигносульфонаты технические при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

лигносульфонаты технические 0,5-1
ИПС или КОБС 3-5
ПАВ 0,5-2
уксусная кислота 80%-ной концентрации 3-5
деэмульгатор водорастворимый 2-4
водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации остальное.

Состав обладает улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами и параметрами по растворению карбонатной породы, по динамической вязкости, ингибированию осаждения осадков и эмульсиеобразования.

Недостатки данного состава:

1. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, как следствие, дисперсный гидроксид железа выпадает в норовом пространстве пласта и закупоривает фильтрационные каналы. Нейтрализующая способность состава, включающего лигносульфонаты технические и уксусную кислоту, недостаточна для предотвращения этого негативного явления. Кроме этого, уксусная кислота имеет высокую стоимость и увеличивает затраты на приготовление и применение известного состава.

2. Деэмульгирующий компонент известного состава не обеспечивает полного исключения образования высоковязких кольматирующих смесей и эмульсий при контакте состава с нативной нефтью.

3. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки, как следствие, конечная эффективность обработки снижается. ПАВ, применяемые в данном составе, недостаточно эффективны для полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении. Для повышения эффективности обработки пласта необходимо обеспечить снижение поверхностного межфазного натяжения на границе «порода - флюид», диспергирование, смачивание и вынос мелкодисперсных частиц и продуктов реакций при промывке и освоении скважин после обработки.

4. Наиболее близкий аналог эффективен только в поровых карбонатных коллекторах, в остальных типах коллекторов он не применим из-за низких величин вязкости, не обладает замедленной скоростью реакции.

Технической задачей изобретения является создание многоцелевого кислотного состава для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) с улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами за счет полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения. Одновременно решается задача снижения экономических затрат на приготовление и применение кислотного состава за счет синергетического подбора новых эффективных, но менее дорогих ингредиентов.

Технические задачи решаются составом для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащим водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт.

По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, лигносульфонаты технические жидкие, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
лигносульфонаты технические жидкие 18-28
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

По третьему варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор фтористоводородной
кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

По четвертому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве НАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об. %:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или
водный раствор модифицированного крахмала
3-5%-ной концентрации 3-8
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

Существенными признаками предлагаемых составов являются впервые применяемые новые смеси (композиции), включающие ранее не использовавшиеся химические ингредиенты:

- Интенс-1 или ТН-СЖКС в качестве нейтрализатора выпадения железосодержащих осадков в пласте;

- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС;

- Сурфасол или ТН-МС-2 (моющее средство) в качестве ПАВ;

- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС в сочетании с ИПС и водным раствором синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации.

Для приготовления составов используют следующие ингредиенты:

- нейтрализатор железа Интенс-1 - представляет собой смесь органических веществ. Это прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с резким неприятным запахом с плотностью при 20°С 1,00-1,20 г/см3, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с. Используется в качестве стабилизатора при предотвращении выпадения соединений трехвалентного иона железа (Fe3+) до двухвалентного (Fe2+), в результате чего исключается необратимая вторичная кольматация пласта;

- нейтрализатор железа ТН-СЖКС - представляет собой сложную композицию органических кислот, четвертичных аммониевых солей в органическом растворителе. По внешнему виду ТН-СЖКС - однородная жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция, с плотностью при 20°С не менее 1,01 г/см3. Предназначен для применения в технологических процессах обработки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин. Применяется в качестве присадки к кислотному составу с целью сохранения коллекторских свойств пласта путем предотвращения образования вторичных продуктов реакции гидроокиси железа, исключения «пиклинга» и предотвращения кольматации пласта соединениями Fe3+;

- деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - представляет собой композиционную смесь блок-сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в спиртовом растворителе, по внешнему виду - однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, допускается опалесценция, с массовой долей сухого остатка не менее 40%, кинематической вязкостью при 20°С не более 50 мм2/с, плотностью при 20°С не более 0,96 г/см3. Предназначен для применения в качестве добавки к кислотному составу в целях предотвращения образования эмульсии при кислотных обработках;

- ПАВ Сурфасол - представляет собой сложную сбалансированную композицию ПАВ и синергетических добавок. Изготавливается из следующих веществ: этиленгликоля, альфа-(нонилфенил)-омега-гидроксиокта(окси-1,2-этандиил), кокамидопропилбетаина, воды. По внешнему виду Сурфасол представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С в пределах 0,90-1,10 г/см3. Используется как компонент кислотных составов при проведении обработки ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах и применяется с целью кислотной обработки терригенных и карбонатных пластов, кислотной очистки (восстановления) проводимости и интенсификации добычи нефти, а также для повышения приемистости нагнетательных скважин и регулирования потоков. Обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта за счет низкого межфазного натяжения на границе «состав - нефть». Способствует обработке коллектора на большую глубину вследствие замедления реакции с породой, предотвращает выпадение продуктов реакции;

- ПАВ ТН-МС-2 - моющий реагент, который применяется в качестве технического моющего средства, а также используется в качестве компонента для приготовления составов, применяемых в технологических процессах добычи нефти. Представляет собой композицию из анионо- и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворе и спирте. По внешнему виду ТН-МС-2 - прозрачная жидкость от бесцветного до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 30%, кинематической вязкостью при 20°С не более 30 мм2/с, температурой застывания не выше минус 40°С;

- ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - представляет собой композиционную смесь азотсодержащих реагентов в водно-спиртовом растворе. По внешнему виду это однородная жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 15% и плотностью при 20°С не менее 0,8 г/см3. Ингибитор применяется в качестве присадки к соляной кислоте и соляно-кислотным составам в целях снижения их коррозионной агрессивности по отношению к стали;

- ИПС - выпускается по ГОСТ 9805-84;

- соляная синтетическая кислота - образуется в результате синтеза хлористого водорода путем сжигания электролитического хлора в токе водорода с последующей абсорбцией хлористого водорода водой. По внешнему виду соляная синтетическая кислота - прозрачная желтая жидкость с массовой долей хлористого водорода не менее 31,5%, массовой долей железа (Fe) не более 0,015%;

- лигносульфонаты технические жидкие - представляют собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемых из щелоков варки целлюлозы на смешанном натрий-аммониевом или аммониевом основании. По внешнему виду лигносульфонаты технические жидкие - однородная текучая жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 46%, pH не менее 5,8, плотностью не менее 1,22 г/см3. В нефтедобыче используются в качестве компонента для приготовления промывочных жидкостей и изолирующих составов;

- фтористоводородная кислота - выпускается по ТУ 48-5-184-78;

- полиакриламид - представляет собой сополимер акриламида и акри-лата натрия, по внешнему виду - белый или желтоватый сыпучий порошок с насыпной плотностью 550-750 г/см3, со свободным истечением, с массовой долей сухого остатка не менее 90%;

- модифицированный крахмал - 100%-ный крахмал из кукурузы - содержит 1% алюмокалиевых квасцов. По внешнему виду - тонкодисперсный однородный порошок, белый с желтоватым оттенком и нейтральным запахом. Модифицированный крахмал имеет массовую долю влаги не более 13%, массовую долю золы не более 0,3%, pH в растворе - 3,5-8,5.

Увеличение диапазона действия регулируемых технологических параметров, эффективности физико-химических свойств и многоцелевого применения новых составов достигается введением в качестве основного компонента водного раствора синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации и нового набора ингредиентов при предлагаемом их соотношении.

Для некоторых карбонатных пород с преобладанием поровой структуры-матрицы и технологических операций по стимуляции требуется практически небольшое замедление скорости реакции (в 2-7 раз), этому требованию отвечает рецептура состава по первому варианту, которая придает ему новое свойство - преобладающее поверхностно-активное внедрение в поровую структуру матрицы пласта за счет улучшения смачивающих свойств ингредиентов (ИПС, Сурфасола или ТН-МС-2). Состав по первому варианту позволяет регулировать скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение в системе «нефть - состав», при этом замедляя скорость реакции от 2 до 7 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), увеличивая динамическую вязкость в 2-5 раз (по сравнению с наиболее близким аналогом), снижая поверхностное натяжение в 2-4 раза.

Так, сочетание ингредиентов по второму варианту позволяет регулировать скорость реакции с карбонатами в диапазоне технологически необходимых низких значений этого параметра, в частности, данный состав обладает в 5-10 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с наиболее близким аналогом. В основе этого эффекта лежит способность лигносульфонатов технических жидких (соли лигносульфоновых кислот, моносульфитный щелок, сахара, микроостатки целлюлозы, другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой, замедляющий скорость реакции кислоты с минералами породы. ИПС совместно с ПАВ, содержащимися в Сурфасоле или ТН-МС-2, усиливают эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы.

Рецептура состава по третьему варианту обеспечивает обработку как карбонатных пород с повышенным содержанием глинистых компонентов, так и терригенных песчаников, полимиктовых пород-коллекторов, что значительно расширяет область использования состава.

Рецептура состава по четвертому варианту обеспечивает увеличение диапазона регулирования вязкости от 125 до 3000 мПа⋅с при различных скоростях сдвига при одновременном снижении скорости реакции в 5-10 раз по сравнению с наиболее близким аналогом. Этот технический эффект расширяет область применения состава как в технологическом плане (повышается эффективность таких операций, как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта и ряд других операций), так и по геолого-физическим условиям (практически вся природная гамма пластов-коллекторов от порово-трещинных до трещинно-кавернозных по структуре и литологии - от карбонатных до терригенных типов).

Именно этот комплекс физико-химических свойств составов, достигаемый именно в этой новой предлагаемой качественной и количественной комбинации ингредиентов, обеспечивает заданный технический и экономический эффекты, выражающиеся в достижении лучших количественных показателей химической обработки элементов пласта-коллектора (см. табл. 2) и снижении затрат на приготовление и применение заявляемых составов. Последнее достигается целенаправленным применением относительно дешевых и эффективных ингредиентов, выпускаемых собственными химическими предприятиями ПАО «Татнефть».

Пример 1. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 10 см3 (1 об. %) при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 968 см3 (96,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по первому варианту готовят аналогично.

Полученный состав подвергали испытаниям, замеряли физико-химические параметры.

Пример 2. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают лигносульфонаты технические жидкие 180 см3 (18 об. %). Далее при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке добавляют ингредиенты: ИПС 10 см3 (1 об. %), Сурфасол - 2 см3 (0,2 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 10 см3 (1 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 5 см3 (0,5 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 5 см3 (0,5 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 788 см3 (78,8 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 30%-ной концентрации. Перемешивают в течение 5-7 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по второму варианту готовят аналогично.

Пример 3. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: ТН-МС-2 - 3 см3 (3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа ТН-СЖКС - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Далее в полученный раствор вводят водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации (85 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 35%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по третьему варианту готовят аналогично.

Пример 4. Состав для кислотной обработки ПЗП в объеме 1000 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 1500 см3 помещают ИПС 20 см3 (2 об. %), при перемешивании добавляют ингредиенты: Сурфасол - 3 см3 (0,3 об. %), деэмульгатор водорастворимый ТН-ДЭКС - 30 см3 (3 об. %), нейтрализатор железа Интенс-1 - 10 см3 (1 об. %), ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС - 10 см3 (1 об. %). Перемешивают полученный раствор в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводят 847 см3 (84,7 об. %) водного раствора синтетической соляной кислоты 32%-ной концентрации. Перемешивают в течение 10 мин. Далее в полученный раствор при перемешивании вводят водный раствор полиакриламида 5%-ной концентрации 80 см3 (8 об. %) до получения однородного состава для кислотной обработки ПЗП. Остальные составы для кислотной обработки ПЗП по четвертому варианту готовят аналогично.

Динамическую вязкость состава определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-4 и ротационном Реотест-2.

Скорость реакции состава оценивали массовым методом, при котором образец керна с определенной площадью и массой помещали в испытуемый состав. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения образца керна.

Степень стабилизации состава по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав хлорного железа и по замеру объема или визуализации выпавшего в осадок гидроксида железа при ситовом анализе.

Проникающую способность состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта и его поверхностную активность оценивали по величине межфазного натяжения на границе «состав - нефть».

Степень предотвращения образования блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте состава с нефтью оценивали визуально и по степени вязкости продуктов реакции.

Рецептуры (варианты) и свойства предлагаемого и известного по наиболее близкому аналогу составов приведены в табл. 1 и 2.

Приведенные в табл. 1 и 2 данные свидетельствуют о том, что предлагаемые составы по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу имеют широкий диапазон замедления скорости реакции. По такому важному параметру, как динамическая вязкость, наблюдается, что у наиболее близкого аналога вязкость регулируется в пределах 10-80 мПа⋅с, а у предлагаемых составов диапазон изменения вязкости от 8 до 3000 мПа⋅с. Предлагаемые составы практически не образуют осадков гидроксида железа, а наиболее близкий аналог образует, хотя и в небольшом объеме, но и его достаточно для закупорки поровых каналов пласта. Качественно новым признаком является степень снижения межфазного натяжения предлагаемых составов на границе с нефтью. Так, диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,12 до 0,91 мН/м, в то время как у известного состава он гораздо выше (0,08-0,14 мН/м). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемых составов сравнима с вязкостью самой нефти (12-39 мПа⋅с).

Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составах снижается технологичность или это нецелесообразно ввиду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в составах ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.

За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача: созданы универсальные, многоцелевые кислотные составы с улучшенными технологическими свойствами. Они могут применяться во всех известных технологических операциях по кислотной стимуляции скважин и пластов. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемых составов для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей - как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах.

Таким образом, предлагаемое изобретение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет увеличения объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов в результате его применения.

1. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

2. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, лигносульфонаты технические жидкие, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
лигносульфонаты технические жидкие 18-28
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

3. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты содержит водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 13
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор фтористоводородной
кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.

4. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, нейтрализатор железа, поверхностно-активное вещество - ПАВ, деэмульгатор водорастворимый, изопропиловый спирт, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС, полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации, в качестве нейтрализатора железа - Интенс-1 или ТН-СЖКС, в качестве ПАВ - Сурфасол или ТН-МС-2, в качестве деэмульгатора водорастворимого - ТН-ДЭКС при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0
ТН-ДЭКС 1-3
Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3
ТН-ИККС 0,5-1
изопропиловый спирт 1-2
водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или
водный раствор модифицированного крахмала
3-5%-ной концентрации 3-8
водный раствор синтетической
соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение нефтеотдачи из нефтеносных пластов после применения технологии холодной добычи тяжелой нефти с песком.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к композиции и способу для повышения трещин подземного пласта. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение суспензии для обработки, содержащей несущую текучую среду, имеющую предел текучести, твердые частицы и связующее вещество, закачивание суспензии для обработки в трещину с образованием по существу равномерно распределенной смеси твердых частиц и связующего вещества и превращение по существу равномерно распределенной смеси в присутствии связующего вещества в области с высоким содержанием твердых частиц и области, которые по существу не содержат твердых частиц, где твердые частицы и связующее вещество имеют по существу различные скорости в трещине и указанное превращение возникает из-за указанных по существу разных скоростей, перед смыканием трещины в ней образуется по меньшей мере одна пустота, связанная по текучей среде и не содержащая твердых частиц, а несущая текучая среда имеет значение предела текучести, не превышающее значения максимально допустимого предела текучести, определяемого по приведенной формуле.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат - снижение коэффициента трения и скорости изнашивания в паре «металл - металл», уменьшение удельной силы адгезии в паре «металл - фильтрационная корка».

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов по кинетическому механизму в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в нефтегазовой отрасли для предотвращения образования техногенных газовых гидратов.

Изобретение относится к способу получения суспензии микрофибриллированной целлюлозы. Способ включает cтадии получения водной суспензии волокон природной целлюлозы, введения добавки в суспензию волокон природной целлюлозы, подачи полученной смеси непосредственно в гомогенизатор или флюидизатор и получение суспензии микрофибриллированной целлюлозы.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования.

Раскрыты способы обработки подземного пласта, которые включают введение флюида для обработки, содержащего фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы, в подземный пласт через ствол скважины и создание пробки, содержащей фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы флюида для обработки. Технический результат заключается в повышении эффективности обработки подземного пласта. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Способ обработки подземного пласта из ствола скважины, в котором обеспечивают обрабатывающий флюид, содержащий неоднородные частицы, которые содержат разлагаемый материал и стабилизатор. Подают обрабатывающий флюид внутрь указанного отверстия. Формируют пробку в отверстии указанным обрабатывающим флюидом и удаляют пробку. При этом ствол скважины содержит обсадную колонну и по меньшей мере одно отверстие в указанной обсадной колонне, причем указанное отверстие имеет диаметр. При этом обрабатывающий флюид содержит смесь, которая содержит первое количество частиц, имеющих первый средний размер между около 3 мм и 2 см, и второе количество частиц, имеющих второй средний размер между около в 1,6-20 раз меньший, чем первый средний размер частиц, или второе количество чешуек, имеющих второй средний размер до 10 раз меньший, чем первый средний размер частиц. Техническим результатом является повышение эффективности отклонения и разобщения пластов.3 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области неорганической химии, а именно к способу получения поликристаллов четверных соединений ALnAgS3 (A=Sr, Eu; Ln=Dy, Но) моноклинной сингонии со структурой типа BaErAgS3, которые перспективны для применения в качестве люминофоров, полупроводников и неметаллических ферромагнетиков, оптических материалов. Исходный прекурсор готовят из стехиометрических количеств Ag, SrCO3 (Еu2О3), Ln2O3, которые растворяют в азотной кислоте, осаждают 5-10 мас. % избытком серной кислоты, раствор с сокристаллизованным сульфатным осадком выпаривают при 80-110°С, отжигают при 500°С в течение 7 ч, растирают до дисперсности, соответствующей размеру частиц менее 60 мкм, и проводят ступенчатую высокотемпературную обработку сокристаллизованной сульфатной шихты в потоке H2S и CS2 в соотношении 1:2 (газ-носитель аргон) при 600°С в течение 2-3 ч, при 900°С в течение 50 ч или при 700°С в течение 90 ч. Изобретение позволяет получать химически однородные соединения с содержанием целевой фазы не менее 99 мол. % ALnAgS3. 2 пр.

Изобретение относится к способам предотвращения обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в ходе добычи флюидов из подземного пласта. Предложен способ подавления вызываемого загрязнениями обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в подземном пласте или отводимых из подземного пласта или подводимых к нему, при этом способ включает: (а) нанесение на оксид металла на поверхности металлических труб, трубопровода или емкости агента для модификации поверхности, который содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост, причем якорный фрагмент представляет собой металл или производное органической фосфорсодержащей кислоты, а гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба компонента – кремнийорганический материал и фторированный углеводород, (б) присоединение якорного фрагмента, по крайней мере, к части оксида металла, и (в) подавление обрастания компонентами флюида труб, трубопровода или емкости за счет воздействия гидрофобного хвоста на флюид. Технический результат – предложенный способ препятствует коррозии металлических поверхностей оборудования, позволяет минимизировать солевые и асфальтеновые отложения. 3 н. и 34 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойствами состава, полное предотвращение выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков в процессе обработки составом, ингибирование процесса образования эмульсий, полный вынос продуктов реакций из пласта в процессе освоения с одновременным снижением экономических затрат. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта по первому варианту содержит, об.: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; поверхноство-активное вещество ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36-ной концентрации остальное. Состав по второму варианту содержит, об.: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; лигносульфонаты технические жидкие 18-28; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36-ной концентрации остальное. Состав по третьему варианту содержит, об.: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70-ной концентрации 3-5; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36-ной концентрации остальное. Состав по четвертому варианту содержит, об.: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор полиакриламида 3-5-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5-ной концентрации 3-8; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36-ной концентрации остальное. 4 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

Наверх