Результат интеллектуальной деятельности: КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЛАСТОВ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ ГЛИН И КАРБОНАТОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), осложненного высокими пластовыми температурами до 105°C, низкими значениями проницаемости, а также повышенным содержанием глин. Кислотный состав может быть использован для интенсификации притока нефти, а также освоения скважин после бурения.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU №2255216, опубл. 27.06.2005 г.), содержащий ингибированную соляную кислоту, уксусную или плавиковую кислоту, реагент для добычи нефти (РДН-0), органический растворитель и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота 24%-ной концентрации - 10,0-15,0; уксусная или плавиковая кислота - 2,0-4,0; РДН-0 - 1,0-2,0; органический растворитель - 15,0-20; вода - остальное.

Недостатками данного состава являются его низкая эффективность при обработке высокотемпературных коллекторов, объясняющаяся тем, что соляная и фтористоводородная кислоты являются сильными кислотами, скорость гидролиза которых резко увеличивается при повышении температуры. Еще одним недостатком является образование плохо растворимого в воде осадка в виде фторида кальция (Ca₂F) при реакции плавиковой кислоты с карбонатами, что понижает эффективность предлагаемого к использованию состава в низкопроницаемых коллекторах с высокой карбонатностью.

Известен состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов (патент RU №2342419, опубл. 27.12.2008 г.), содержащий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, изопропиловый спирт, кримнийорганическую эмулсию и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 6-12; фтористоводородная кислота - 1,5-3; органический растворитель - 25-30; изопропиловый спирт - 25-30; кремнийорганическая эмульсия КЭ-30-04 - 1; вода - остальное.

Недостатком состава является использование в нем высоких концентраций органического растворителя и изопропилового спирта для уменьшения скорости реакции кислот с породой пласта, что значительно увеличивает стоимость обработки призабойной зоны пласта. Использование же изопропилового спирта не дает возможность увеличить время взаимодействия кислот с карбонатами. Применение смеси из изопропилового спирта и соляной кислоты в концентрациях 30 и 6 мас.% соответственно приводит к замедлению скорости реакции лишь в первые 15-20 минут и к снижению общей растворяющей способности.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2379327, опубл. 20.01.2010), содержащий ингибированную соляную кислоту, полимер, поверхностно-активное вещество, стабилизатор железа и воду. В качестве полимера используют поливиниловый спирт или поливинилацетат, а в качестве стабилизатора железа - лимонную или щавелевую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 24,8-48,0; полимер - 0,1-2,5; ПАВ синтанол АЛМ-7 - 0,25-0,3; стабилизатор железа - 0,05-0,3; вода - остальное.

Недостатком данного состава является высокая коррозионная активность состава при пластовых температурах выше 80°C, обусловленная повышенным содержанием соляной кислоты и отсутствием ингибитора коррозии.

Известен кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением (патент RU №2543224, опубл. 27.02.2015 г.), принятый за прототип, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), а также неоднородных коллекторов, содержащий соляную кислоту (24%-ной или 36%-ной концентрации), алкилбензосульфокислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, фтористоводородную кислоту, препарат ОС-20, метанол, ингибитор коррозии «ИКУ-118», уротропин, стабилизатор железа «Ферикс» и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 25,0-50,0; алкилбензолсульфокислота - 0,1-2,0; уксусная кислота - 3,0-12,0; лимонная кислота - 0,5-3,0; фтористоводородная кислота (40%-ная) - 0,0-7,5; препарат ОС-20 - 0,5-2,5; метанол - 3,0-10,0; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 1,0-5,0; уротропин - 0,1-3,0; стабилизатор железа «Ферикс» - 0,0-5,0; вода - остальное.

Недостатком данного состава является большое количество компонентов, что осложняет процесс его приготовления в промысловых условиях. Еще одним недостатком, является наличие в составе токсичного компонента - метанола.

Технический результатом изобретения является получение состава для кислотной обработки продуктивной залежи, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при высокой пластовой температуре для увеличения глубины обработки пласта и снижения вероятности образования осадков, а также исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами.

Технический результат достигается тем, что состав дополнительно содержит стабилизатор железа Hi-Iron, поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД, органическую кислоту, например уксусную или муравьиную кислоту, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- соляная кислота 4,0-6,0%, выпускается по ГОСТ 857-95;

- уксусная кислота 5,0-8,0%, выпускается по ГОСТ 19814-74;

- муравьиная кислота 5,0-8,0%, выпускается по ГОСТ 1706-78;

- стабилизатор железа «HI-IRON» 0,75-2,0%, представляющий собой раствор на основе меркаптоэтанола, выпускается по ТУ 2458-002-30706536-2015;

- комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином 0,1-0,5%, выпускается по ТУ 2483-015-17197708-97;

- ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5%, представляет собой гликолевый раствор;

- ингибитор коррозии «Prod Ci-300» 0,1-0,5%, представляет собой раствор на основе муравьиной кислоты, изопропилового спирта и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2458-005-30706536-2015;

- пресная вода - остальное.

Добавление ингибитора коррозии «ИКУ-118» или «Prod CI-300» необходимо для уменьшения коррозионной активности кислотного состава, а добавление стабилизатора железа «HI-IRON» - для уменьшения вероятности образования осадков с пластовым флюидом при наличии ионов трехвалентного железа в кислотном составе. Поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» необходимо для уменьшения поверхностного натяжения на границе «кислотный состав - нефть» и краевого угла смачивания кислотного состава с породой коллектора, что облегчит закачку состава и извлечение продуктов реакции на поверхность. Добавление органической кислоты необходимо для снижения скорости реакции с карбонатами и вероятности образования осадков в виде кремниевых кислот при реакции с алюмосиликатами.

Примеры приготовления кислотных составов

Пример 1 (состав 1). В стакане объемом 250 мл в 85,4 мл воды растворяют 4,0 г соляной кислоты, 8,0 г уксусной кислоты, 2,0 г стабилизатора железа «HI-IRON», 0,1 г поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД, 0,5 г ингибитора коррозии «Prod CI-300».

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 4; уксусная кислота - 8; ингибитор коррозии «Prod Ci-300» - 0,5; поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД - 0,1; стабилизатор железа Hi-Iron - 2; вода - 85,4 (таблица 1).

Пример 2 (состав 2). В стакане объемом 250 мл в 87,15 мл воды растворяют 5,0 г соляной кислоты, 6,0 г муравьиной кислоты, 1,5 г

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 5,0; муравьиная кислота - 6,0; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 0,1; поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» - 0,25; стабилизатор железа «HI-IRON» - 1,5; вода - 87,15 (таблица 1).

Пример 3 (состав 3). В стакане объемом 250 мл в 87,15 мл воды растворяют 6,0 г соляной кислоты, 5,0 г муравьиной кислоты, 1,25 г стабилизатора железа «HI-IRON», 0,5 г поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД, 0,1 г ингибитора коррозии «Prod С1-300».

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 6,0; муравьиная кислота - 5,0; ингибитор коррозии «Prod С1-300» - 0,1; поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» - 0,5; стабилизатор железа «HI-IRON» - 1,25; вода - 87,15 (таблица 1).

Пример 4 (состав 4, прототип). В стакане объемом 250 мл в 38,5 мл воды растворяют 1,5 г лимонной кислоты, 6,5 г метанола, 7,5 г уксусной кислоты, 33,0 г соляной кислоты, 1,0 г алкилбензолсульфокислоты, 1,5 г препарата ОС-20, 3,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 1,5 г уротропина, 3,5 г фтористоводородной кислоты, 2,5 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 33,0; алкилбензолсульфокислота - 1,0; уксусная кислота - 7,5; лимонная кислота - 1,5; фтористоводородная кислота -2,5; препарат ОС-20 - 1,5; метанол - 6,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 3,0; уротропин - 1,5; стабилизатор железа «Ферикс» - 2,5; вода - 38,5 (таблица 1).

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. В лабораторных условиях определялись следующие свойства предлагаемого состава: скорость растворения карбонатной породы и бентонитовой глины при температуре 105°C, способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с нефтью; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и нефтью; скорость коррозии стали в предлагаемом составе при 105°C.

Концентрация поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД определялась экономичной целесообразностью и необходимым межфазным натяжением между кислотным составом и нефтью (не более 1,00 мН/м). Концентрация стабилизатора железа «Hi-iron» определялась способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с нефтью при содержании в кислоте ионов трехвалентного железа. Содержание органических и соляной кислот определялось необходимой скоростью растворения породы и массой растворенной породы в ходе реакции. Содержание ингибитора коррозии определялось требованиями к скорости коррозии стали при 105°C.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью эмульсии не образуются при соотношении нефти к кислотному составу 25:75, 50:50 и 75:25.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с пластовой нефтью для испытуемых составов определялось по ГОСТ Р 50097-92 «Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли».

Скорость коррозии стали, г/м²⋅ч, определялось в соответствии со стандартной методикой ОСТ 39-099-78 - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 1 часа в испытуемом кислотном растворе при 105°C.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Для фильтрационных исследований использовался керн Пальяновской площади Красноленинского месторождения.

Параметры керна:

Длина керна - 4,5 см

Диаметр керна - 3,00 см

Пористость керна начальная - 2,5%

Начальная проницаемость керна по нефти - 5⋅10^-5 мкм²

Условия эксперимента:

Температура эксперимента - 105°C

Противодавление - 6,89 МПа,

Давление обжима - 27,58 МПа

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 3.

Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость - кратность увеличения проницаемости 10,6 раз.