КИСЛОТНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин.

Известна жидкость для стимуляции добычи нефти, включающая гелеобразователь - цвиттерионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), ко-ПАВ и соляную, фтористо-водородную, уксусную, муравьиную кислоту или их смеси (см. патент США №6399546, МКИ C09K 7/02, опубл. 2002 г.).

Недостатком данной жидкости является ее недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны пласта.

Известен способ нефтепромысловой обработки, заключающийся в закачке в скважину кислотной композиции, состоящей из цвиттерионного (ЦПАВ), амфотерного и катионного ПАВ или их смеси, регулятора реологических свойств и неорганической или органической кислоты (см. патент ЕАПВ №010604, МКИ C09K 8/86, опубл. 2008 г.).

Известная композиция используется в основном для гидроразрыва пласта из-за высокой вязкости, образующейся в пласте системы.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемой кислотной композиции является загущенная кислотная композиция и способ ее применения для обработки призабойной зоны пласта, заключающаяся в закачке в призабойную зону пласта композиции, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, гелеобразующий агент - цвиттерионное ПАВ - амидоаминоксид, растворитель и воду (см. патент РФ №2311439, C09K 8/24, опубл.2007 г.).

Известная композиция не проявляет достаточные самоотклоняющиеся свойства, а также неустойчива при высоких температурах.

Решаемая предлагаемым изобретением задача заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости пластах, в создании новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, а также в восстановлении коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Поставленная задача решается созданием кислотной композиции для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, цвиттерионное поверхностно-активное вещество и воду, причем в качестве цвиттерионного ПАВ композиция содержит алкилбетаин и дополнительно - гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 масс. %.

Для приготовления кислотной композиции используют, например:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670 с изм.1;

- плавиковую кислоту (HF) по ГОСТ 10484-78;

- уксусную кислоту (УК) по ГОСТ 19814-74;

- муравьиную кислоту (МК) по Гост 9285-78;

- сульфаминовую кислоту (СК) по ТУ 2121-083-05800142-2001;

- хлоруксусную кислоту (ХК) см. Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник» Л.: Химия, 1977, стр.191-192;

- или их смеси при их соотношении (1-9): (9-1).

Алкилбетаин (АБ) представляет собой цвиттерионное поверхностно-активное вещество со следующей структурой:

где: R₁ представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из указанных алкильных групп содержит от 16 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где указанные алкиленовые группы содержат от 1 до 6 атомов углерода;

R₂, R₃ представляют углеводородный радикал с длиной цепи от 1 до 4 атомов углерода.

Алкилбетаины производятся ООО «Компания Вереск», Россия, г. Волжский; ООО «Завод Синтанолов», Россия, г. Нижний Новгород.

В качестве анионного ПАВ используют, например:

- алкилсульфонат натрия (АСН) по ТУ 2481-308-05763458-2001;

- алкиларилсульфонат натрия (ААСН) по ГОСТ 12.1.007;

- алкилсульфат натрия (АСТН) по ТУ 6-09-07-1816-93;

- алкиларилсульфат натрия (ААСТН) по ГОСТ 1253-56.

Гидрофобно-модифицированный уретановый полимер (ГМУП) имеет следующую структуру:

где: R₁ - углеводородный радикал с длиной цепи от 8 до 24 атомов углерода;

R₂ - группы (C₆H₁₂);

n=100-300.

ГМУП является продуктом компании «Munzing Chemie GmbH», Germany, Heilbronn.

Введение в композицию гидрофобно модифицированного полиуретанового полимера повышает термостабильность кислотной композиции.

В основе действия заявляемой композиции лежит способность смеси АБ и ПАВ образовывать вязкоупругий гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой, который первоначально поступает в высокопроницаемые участки пласта и закупоривают его. Закачиваемые новые порции кислотной композиции поступают к ранее не обработанным низкопроницаемым участкам пласта, таким образом, кислотная композиция проявляет самоотклоняющиеся свойства. Механизм действия кислотной композиции основан на способности смеси АБ с ГМПУ образовывать вязкоупругий термостабильный гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой пласта. Первоначально вновь созданная кислотная композиция имеет низкую вязкость, что позволяет легко ее закачивать в пласт, затем по мере израсходования кислоты на реакцию с породой вязкость образовавшегося геля возрастает. После завершения обработки при контакте с углеводородами происходит полное разрушение вязкоупругого геля и обратным движением флюидов происходит полная очистка призабойной зоны. Таким образом, применение самоотклоняющихся кислотных композиций обеспечивает равномерную обработку продуктивного интервала пласта. Получаемые кислотные композиции термически стабильны и могут быть использованы в обводненных пластах.

Заявляемую кислотную композицию в лабораторных условиях готовят следующим образом. Составы готовых композиций приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемая композиция).

К 1,0 г АБ добавляют 0,05 г ГМУП, 9,0 г соляной кислоты и 89,95 г воды. Полученную смесь перемешивают в течение 40 минут до получения однородного состава.

Примеры 2-11. Композиции готовят аналогично примеру 1, варьируя компоненты и их содержание.

Пример 12.

К смеси, состоящей из 4,0 г АБ и 1,0 г АСН добавляют 0,5 г ГМУП, 12,0 г соляной кислоты и 82,5 г воды. Полученную смесь перемешивают в течение 40 минут до получения однородного состава.

Примеры 13-15 готовят аналогично примеру 12.

Пример 16 (прототип).

К 28,0 г соляной кислоты добавляют гелеобразующий агент, содержащий 3,0 г пропиленгликоля, 3,0 г алкиламидопропилдиметиламиноксида и 66,0 г воды.

Механизм действия полученных композиций оценивают по изменению вязкости образовавшегося кислотного геля при обработке призабойной зоны карбонатного коллектора (см. рис.1). При проведении эксперимента используют состав №6 из таблицы. Как видно на рисунке, изначально композиция обладает низкой вязкостью, при использовании соляной кислоты с 15% концентрацией эффективная вязкость менее 10 мПа·с. В ходе реакции соляной кислоты с карбонатной породой концентрация соляной кислоты снижается, образуется хлорид кальция, вязкость образовавшегося геля возрастает. После полной нейтрализации кислоты вязкость составляет 2265 мПа·с.

На рисунке 2 показана термическая стабильность заявляемой композиции (состав №2 из таблицы) по сравнению с прототипом. Как видно из рисунка, при повышении температуры вязкость заявляемой композиции снижается незначительно.

Для определения эффективности заявляемых кислотных композиций проводят исследования действия их в пористой среде - на естественных кернах Западно-Лениногорской площади Республики Татарстан. Через модель пласта прокачивают 24 поровых объемов (ПО) модельной пластовой воды, 3 ПО заявляемой кислотной композиции и повторно 19 ПО модельной пластовой воды. Динамика фильтрации кислотной композиции представлена на рисунке 3. При установившемся режиме фильтрации начальная проницаемость керна по пластовой воде составила 0,036 мкм². В процессе закачки кислотной композиции в количестве 3 ПО давление резко увеличилось, а величина Р/Ро достигла 16,5. Это свидетельствует об образовании в модели пласта вязкоупругого барьера, который препятствует прорыву кислоты сквозь керн. Последующая закачка модельной пластовой воды сопровождалась плавным снижением давления и его стабилизацией после прокачки 7 ПО. Проницаемость модели по пластовой воде в этот момент составила 0,057 мкм², она увеличилась в сравнении с начальной в 1,58 раз. Данную модель используют для исследования эффективности известной композиции. Через модель прокачивают 20 ПО модельной пластовой воды, 7,5 ПО известной композиции и повторно 7,8 ПО модельной пластовой воды. При прокачке 1,3 ПО известной композиции величина Р/Ро увеличилась до 1,52. Последующая фильтрация приводит к резкому падению давления. Таким образом, применение композиции по прототипу не обеспечивает необходимого отклонения. Результаты исследований приведены на рисунке 4.

Испытания кислотной композиции были проведены на конкретной скважине НГДУ «Елховнефть». Была проведена закачка 12 м³ кислотной композиции и 3,6 м³ нефти. При прокачивании первых порций кислотной композиции наблюдалось падение остаточного давления в трубах с 50 до 30-35 атм. Одновременно снижалось давление в затрубном пространстве с 46 до 15-20 атм, что может свидетельствовать о том, что закачиваемая кислотная композиция движется по наиболее дренируемым пропласткам. При продавке последних порций кислотной композиции оторочкой нефти объемом 3,6 м³ наблюдался рост давления с 50 до 70 атм, что может свидетельствовать о поступлении кислотной композиции в низкопроницаемые пропластки, проникновение в которых требует повышения давления закачки. При использовании заявляемой самоотклоняющейся кислотной композиции за 1,5 года было добыто дополнительно 488 т нефти.

Таким образом, использование самоотклоняющейся кислотной композиции позволяет эффективно обрабатывать призабойную зону с различной неоднородностью, образующийся гель полностью разрушается при контакте с пластовыми жидкостями и легко выводится из зоны, не оставляя повреждения породы.