Результат интеллектуальной деятельности: Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)

Предложение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта.

Наиболее распространенными составами для химического воздействия на пласт являются различные варианты кислотных составов на основе соляной кислоты с различными добавками ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Однако такие составы имеют существенные недостатки. Они обладают высокой коррозионной активностью по отношению к промысловому оборудованию и имеют высокую скорость реагирования с породами продуктивного пласта и, как следствие, недостаточно глубокое проникновение кислотного состава в пласт.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта (пат. RU №2347799, МПК С09К 8/74, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий, об. %: легкую нефть - 78-82, 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты - 17,92-21,9, ПАВ АФБ-9-12 - 0,07-0,1.

Недостатком данного состава является образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, приводящее к снижению продуктивности добывающих скважин.

Известны кислотные составы для обработки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта (варианты) (пат. RU №2319724, МПК С09К 8/74, опубл. 20.03.2008 г., Бюл. №8), содержащие, мас. % по первому варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, вода - остальное. По второму варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 - 1,4, вода - остальное. По третьему варианту: лимонную кислоту - 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 - 54-63, поливиниловый спирт марки 18/11 - 6,0-7,0, вода - остальное.

Недостатками данных составов являются низкая эффективность из-за низкой скорости растворения кольматирующих элементов в призабойной зоне пласта, а также засорение призабойной зоны продуктами реакции кислотных составов с солями кальция.

Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта (пат. RU №2283952, МПК E21B 43/27, опубл. 20.09.2006 г., Бюл. №26), в котором используется кислотный технологический раствор, включающий в качестве кислоты и ПАВ - кислотный реагент состава, мас. %: смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения Нефтенол K - 0,1-1,0, сульфаминовая кислота - 1,0-10,0, лимонная кислота - 0,1-1,0, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон - 0,05-3,0, одноатомный или многоатомный спирт - 0,0-40,0, вода - остальное.

Недостатком кислотного технологического раствора является образование вторичных осадков вследствие реакции окисляющих серосодержащих компонентов раствора с карбонатной породой и минерализованной водой, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, используемый в способе удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора (пат. RU №2540767, МПК С09К 8/74, опубл. 10.02.2015, Бюл. №4), содержащий мас. %: перекисное соединение - 0,5-3,0, сульфаминовую кислоту - 5,0-10,0, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - 0,0005-0,02, минерализованную воду - остальное.

Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность воздействия на пласт за счет засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции перекисных соединений с кальциевыми солями и минерализованной водой, в том числе солями трехвалентного железа, низкая проникающая способность кислотного состава из-за высокого межфазного натяжения на границе с нефтью.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

Технические задачи решаются применением кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта, включающего сульфаминовую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ и воду.

По первому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

По второму варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер и стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

По третьему варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и анионогенное поверхностно-активное вещество - АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

По четвертому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1. Сульфаминовая кислота по сравнению с соляной кислотой обладает низкой коррозионной активностью, что не требует добавления ингибитора коррозии, а также низкой скоростью растворения карбонатной породы.

Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2).

Соли кальция, магния, полученные при взаимодействии породы с сульфаминовой кислотой, легко растворимы в воде, что исключает образование вторичных осадков.

НПАВ представляет собой оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ₉-6. Содержание НПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение кислотного состава на границе с нефтью, снизить скорость реакции кислотного состава с породой, что увеличивает проникающую способность кислотного состава в пласт и, как следствие, повышает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Одной из проблем кислотных обработок является техногенная кольматация призабойной зоны пласта. В частности, при прохождении кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ) происходит попадание соединений трехвалентного железа в раствор, которые в кислой среде растворяются, а при нейтрализации кислоты (изменении pH среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют добавку комплексообразующего агента - уксуснокислый аммоний. Кроме того, уксуснокислый аммоний служит замедлителем скорости реакции кислотного состава с породой.

Уксуснокислый аммоний представляет собой белые кристаллы. Хорошо растворяется в пресной воде. Уксуснокислый аммоний реагирует с сульфаминовой кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и сульфамата аммония. Уксусная кислота препятствует образованию нерастворимого осадка трехвалентного железа, образуя хорошо растворимую и слабодиссоциирующую соль - ацетат трехвалентного железа (4). Сульфамат аммония постепенно гидролизуется по реакции (5) с образованием сульфаминовой кислоты, что обеспечивает регенерацию кислоты в пласте.

NH₂SO₃NH₄ + H₂O → NH₃*H₂O + HSO₃NH₂ (5)

В качестве загустителя кислотного состава используют биополимер - ксантан, представляющий собой высокомолекулярный экзополисахарид микробного происхождения. Одним из положительных свойств биополимера является малая чувствительность к ионной силе раствора.

В качестве АПАВ используют альфа-олефин сульфонат. АПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью. Кроме того, ионный заряд ПАВ при воздействии состава на пласт позволяет изменить его смачиваемость, адсорбируясь на породе, молекулы ПАВ гидрофобизируют ее, тем самым снижая фазовую проницаемость для нефти в каналах, образовавшихся в процессе кислотной обработки.

Кислотный состав представляет собой гомогенную систему, которая обладает замедленной скоростью реакции с породой, уменьшает количество кольматирующих элементов, обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе с нефтью.

Для приготовления кислотного состава используется вода с минерализацией не более 1 г/дм³.

По первому варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По второму варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По третьему варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По четвертому варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

Примеры приготовления кислотных составов в лабораторных условиях.

Пример 1 (по первому варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

к 87,5 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 3, табл. 1).

Пример 2 (предлагаемый кислотный состав по второму варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

к 85,8 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 1,0 г НПАВ, 0,2 г биополимера и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 14, табл. 1).

Пример 3 (предлагаемый кислотный состав по третьему варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

к 88,2 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ, 2 г уксуснокислого аммония и 0,5 г АПАВ (опыт 25, табл. 1).

Пример 4 (предлагаемый кислотный состав по четвертому варианту). Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

к 83 г воды при последовательном перемешивании добавляют 12 г сульфаминовой кислоты, 0,8 г НПАВ, 0,1 г биополимера, 4 г уксуснокислого аммония и 0,1 г АПАВ (опыт 39, табл. 1).

Аналогичным образом готовят и другие кислотные составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1).

Эффективность действия кислотного состава достигается стабилизацией ионов трехвалентного железа. На фиг. 1 показана зависимость максимально возможного содержания стабилизированного иона трехвалентного железа в кислотном составе от массовой доли уксуснокислого аммония.

В лабораторных условиях эффективность кислотного состава оценивали по величине межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью методом вращающей капли с помощью тензиометра SVT-15N (DataPhysics, Германия).

Результаты исследования межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью представлены в табл. 1.

Из табл.1 видно, что предлагаемые кислотные составы обладают существенно более низким межфазным натяжением на границе с нефтью по сравнению с прототипом. Межфазное натяжение предлагаемых составов по сравнению с прототипом ниже в 3-50 раз. Снижение концентрации компонентов в предлагаемых кислотных составах не обеспечивает эффективного снижения межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью. Увеличение концентрации компонентов в кислотных составах нецелесообразно вследствие незначительного повышения эффективности при удорожании приготовления состава.

Таким образом, предлагаемые кислотные составы повышают эффективность воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличения проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличения текущей нефтеотдачи пласта.