×
09.06.2018
218.016.5d6d

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов. Технический результат - предотвращение образования нефтекислотных эмульсий, снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусная кислота с концентрацией 99% 3,5-5; неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-12 0,1-0,3; изопропиловый спирт или глицерин 4-6; водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14% остальное. 1 ил.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (Патент РФ №2387692, С09К 8/76, 2010), включающий, мас.%: продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3, уксусная кислота 2,5-3,0, соляная кислота 10,0-24,0, ингибитор коррозии 0,2-1,0, вода - остальное.

Данный состав недостаточно эффективен, поскольку не содержит деэмульгатор, при этом образуются стойкие нефтекислотные эмульсии, ухудшающие проницаемость и снижающие эффективность кислотной обработки скважины.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду (Патент РФ № 2379327, С09К8/74, 2009).

Недостатком указанного известного состава является недостаточная отмывающая способность, кроме того, состав не обеспечивает совместимость с пластовым флюидом, особенно при содержании в нем трехвалентного железа в количестве более 2000 ppm.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) (Патент РФ №2308475, С09К 8/74, 2007), включающий четыре варианта кислотных составов, содержащих, мас.%: технические лигносульфонаты 20-35 или 0,5-1, изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов 3-5, уксусная кислота 80%-ной концентрации 3-5, деэмульгатор водорастворимый 2-4, водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации - остальное, также в вариантах кислотный состав содержит, мас. %: неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81 Б, или ФЛЭК-ДГ-002 0,5-2, водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации 6-10, водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-10.

Известный состав приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны после обработки, поскольку содержат полимерные компоненты, которые сорбируются на породе и ухудшают фильтрационные свойства коллектора. В процессе реакции кислотного состава с горной породой происходит снижение концентрации соляной кислоты. Лигносульфонаты при снижении концентрации кислоты, после реакции с породой коллектора, образуют нерастворимые осадки с солями кальция. Нерастворимые осадки кольматируют поровое пространство коллектора и тем самым приводят к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны после обработки. В то же время высокая концентрация водного раствора соляной кислоты (20-28 %) при взаимодействии с пластовой водой может приводить к образованию нерастворимых осадков, которые кольмариуют поровое пространство коллектора и тем самым ухудшают коллекторские свойства призабойной зоны.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, уксусную кислоту, соляную кислоту и воду (Патент РФ №2138634, Е21В 43/27, 1998). В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) известный состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3; уксусная кислота 2,5-3,0; соляная кислота 10,0-24,0, вода - остальное. Известный состав выбран в качестве ближайшего аналога.

Указанный известный состав характеризуется низким межфазным поверхностным натяжением на границе с нефтью, высокой проникающей и деэмульгирующей способностью, хорошо диспергирует асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) за счет использования высокоэффективного ПАВ - продукта взаимодействия третичных аминов с перекисью водорода. Исключает образование железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий за счет комплексообразования ионов железа с уксусной кислотой.

К недостатку ближайшего аналога следует отнести высокую коррозионную активность. Например, скорость коррозии стали (Ст.3) при 20°C известном составе составляет приблизительно 20 г/м2ч, что примерно в 100 раз превышает нормативы по скорости коррозии стали в кислых средах (обычно менее 0,2 г/м2ч). Кроме того, высокая скорость коррозии стали приводит к быстрому накоплению в кислотном составе трехвалентного железа как во время хранения, так и при контакте известного состава с насосно-компрессорными трубами (НКТ) и другим металлическим технологическим оборудованием во время проведения кислотной обработки скважины, в количествах, превышающих стабилизирующую емкость уксусной кислоты, входящей в кислотный состав, и, как следствие, ведет к снижению эффективности кислотной стимуляции нефтяных скважин из-за образования эмульсий и промслоев.

Технический результат изобретения – предотвращение образования нефтекислотных эмульсий и снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов.

Технический результат достигается тем, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество и водный раствор соляной кислоты, согласно изобретению содержит уксусную кислоту с концентрацией 99%, водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14%, в качестве поверхностно-активного вещества содержит неионогенное ПАВ Неонол АФ 9-12 и дополнительно содержит изопропиловый спирт либо глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- уксусная кислота – 3,5-5

- неионогенное ПАВ-Неонол АФ 9-12 – 0,1-0,3

- изопропиловый спирт или глицерин – 4-6

- водный раствор соляной кислоты – остальное

Достижение указанного технического результата обеспечивается благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в заявленном соотношении.

Введение ПАВ-Неонол АФ9-12 в кислотный состав способствует значительному снижению межфазного натяжения границы раздела кислотный состав - пластовый флюид и предотвращает образование эмульсий и, как следствие, повышению продуктивности пласта, а также более быстрому извлечению отработанных кислотных растворов и продуктов реакции.

Использование в качестве растворителя изопропилового спирта или глицерина снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. Также применение изопропилового спирта или глицерина в предлагаемом кислотном составе обеспечивает лучшее проникновение состава в коллекторы с высоким содержанием глинистых минералов и предотвращает их набухание.

Нижний предел концентрации ПАВ-Неонола АФ9-12 и изопропилового спирта определяется необходимым межфазным натяжением состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхней – экономической целесообразностью. Содержание соляной кислоты определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Концентрация водного раствора соляной кислоты, равной 10-14%, является оптимальной. С увеличением концентрации водного раствора соляной кислоты возрастает коррозионная активность кислотного состава и вероятность образования нефтекислотных эмульсий. Даже ввод в кислотный состав ПАВ не избавляет его от указанного негативного фактора. Также увеличение концентрации водного раствора соляной кислоты в кислотном составе повышает вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Содержание уксусной кислоты определяется способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с пластовой нефтью при содержании в ней ионов трехвалентного железа, которая не обеспечивается при снижении концентрации уксусной кислоты ниже заявляемой.

Для его приготовления заявляемого кислотного состава были использованы следующие вещества:

- вода техническая пресная;

- кислота соляная ингибированная ТУ 2458-264-05765670-99 изм.1, ТУ 2458-526-05763441-2010

- уксусная кислота ГОСТ 61-75

- ПАВ-Неонол АФ9-12 – моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные, выпускаются по ТУ-38-507-63-171-91

- изопропиловый спирт ГОСТ 9805-84 или глицерин (ГОСТ 6824-96).

Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношения компонентов в составе определены экспериментальным путем как наиболее оптимальное решение поставленной задачи.

Приготовление состава (состав 1 в таблице 1) происходит следующим образом: в стакан объемом 1000 мл наливают 908 мл водного раствора соляной кислоты ингибированной 12% концентрации и при постоянном перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 40 мл уксусной кислоты, 50 мл изопропилового спирта и 2 мл ПАВ-Неонол АФ9-12 и перемешивают в течение 5-10 мин.

Предлагаемый состав представляет собой жидкость бесцветного цвета, стабилен при перевозке и хранении.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:

1. Скорость растворения карбонатной породы. Данная величина оценивалась по времени растворения в равном объеме кислотных составов мраморного кубика с ребром, равным 1,5 см.

2. Определение времени нейтрализации кислотного состава кубиками мрамора.

3. Межфазное натяжение на границе раздела «кислотный состав - нефть» на сталагмометре по традиционной методике.

4. Образование высоковязких продуктов взаимодействия с нефтью при смешивании кислотного состава и нефти в соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, а также в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm и отработанного состава в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm, а также образование остатка на сите с размером ячейки 100 меш после фильтрации нефти и кислотного состава.

5. Образование и выпадение осадка при взаимодействии кислотного состава с пластовой водой в объемном соотношении 1:1.

6. Испытания на коррозионную активность.

Испытания по растворению карбонатной породы проводили по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см2) кубика породы, имеющего стороны 15 мм (см. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, 184 с.). После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы помещали в сушильный шкаф, где выдерживали в течение 2 ч, а затем взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливали в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружали кубики или цилиндры на фиксированное время контакта – 1 мин. После истечения времени контакта образец породы извлекали из раствора, промывали дистиллированной водой и помещали в сушильный шкаф на 2 ч и далее взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Данный опыт позволяет наблюдать растворение карбонатной породы по мере расходования кислоты.

Испытания по нейтрализации кислотного состава определяли по вышеизложенной методике определения растворения карбонатной породы с той лишь разницей, что фиксировали время прекращения реакции между кубиком мрамора и кислотным составом. Факт реакции оценивали визуально, по выделению углекислого газа, а также регулярным измерением pH показателя.

Межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью (в качестве пластового флюида использовали нефть двух классов: легкая парафинистая и тяжелая с высоким содержанием асфальтенов и смол) определяли при помощи сталагмометра. Предлагаемый состав обладает низкими значениями межфазного натяжения по сравнению с простой ингибированной соляной кислотой.

Скорость коррозии стали определяли по общепринятой методике по потери массы пластин из стали марки СТ.08 КП после выдержки их в течение 24 ч в испытуемом кислотном составе при 20°С и при пластовой температуре. Скорость коррозии стали в предлагаемом составе при температуре 20°С составила 0,17 г/м2⋅ч и при пластовой температуре – 0,17. Максимальная скорость коррозии для кислотных составов не должна превышать 0,2 г/м2⋅ч [ТУ 2458-264-05765670-99 «Кислота соляная ингибированная»].

Определение совместимости кислотного состава с пластовыми водами осуществляли следующим образом: пластовую воду и кислотный состав смешивали в объемном соотношении 1:1 лопастной мешалкой и помещали в термошкаф, где выдерживали в течение 1 ч при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка. Состав считается совместимым с пластовой водой при отсутствии осадков, хлопьев или помутнений раствора.

Взаимодействие с пластовой нефтью осуществляли относительно:

• рабочего кислотного состава;

• рабочего кислотного состава с добавлением Fe3+ 2000 и 5000 ppm;

• отработанного рабочего кислотного состава с добавлением Fe3+ 2000 и 5000 ppm;

Пластовую нефть и кислотный состав смешивали в объемном соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 лопастной мешалкой и далее помещали в термошкаф, где выдерживали в течение 1 ч при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка и расслоения фаз; смесь фильтруется через сито с ячейкой 100 меш с фиксацией отсутствия или наличия остатка на сите.

В кислотный состав добавляли ионы Fe3+ 2000 и 5000 ppm и смешивали с пластовой нефтью лопастной мешалкой в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 и выдерживали 1 ч при пластовой температуре. Фиксировали разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите.

Кислотный состав с содержанием железа 2000 и 5000 ppm нейтрализуется карбонатом кальция (кубик мрамора) до рН~4,5, что свидетельствует о нейтрализации основной массы кислоты. Смешивали отработанный состав с исследуемой нефтью в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, перемешивали лопастной мешалкой и выдерживали 1 ч при пластовой температуре. Фиксируется разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите. До проведения теста на совместимость с нефтью определяли наличие осадка в жидкости и желесодержащего налета на нерастворившихся частицах мрамора.

Кислотный состав считается совместимым с пластовым флюидом при отсутствии на сите остатка в виде высоковязкой эмульсии, сгустков, хлопьев, осадка, при отсутствии вязкого промежуточного слоя на границе раздела водной и нефтяной фаз и хлопьевидного налета на стенках емкости.

Данные о свойствах состава представлены на фиг.1 в таблице 1.

Результаты, приведенные в таблице 1, показывают, что предлагаемый кислотный состав имеет следующие преимущества перед известными:

- характеризуется высокими отмывающими свойствами благодаря низкому межфазному натяжению на границе «кислотный состав - нефть»;

- предотвращает образование высоковязких устойчивых кислотно-нефтяных эмульсий и смолистых продуктов при взаимодействии с пластовым флюидом, обеспечивая их совместимость при наличии концентрации трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm;

- моющие свойства в процессе обработки удаление асфальтеносмолопарафиновых отложений;

- обеспечивает замедление скорости реакции с карбонатными породами;

- не приводит к образованию осадков, хлопьев при взаимодействии с пластовыми водами;

- обладает низкой коррозионной активностью по отношению к стали;

- повышает фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта;

- обладает высокой проникающей способностью в коллекторах, содержащих глинистые минералы, и предотвращает их набухание.

Приведенные результаты исследований заявляемого кислотного состава однозначно свидетельствуют о снижении коррозионной активности при одновременном повышении проникающей способности кислотного состава в пласт.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного (при карбонатности более 5%) или смешанного типа пласта используют следующим образом.

Предлагаемый кислотный состав закачивают в скважину в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Продавливают его в пласт. Проводят технологическую выдержку в течение не более 6 ч и последующее удаление продуктов реакции.

Таким образом, изобретение обеспечивает предотвращение образования нефтекислотных эмульсий и снижение межфазного натяжения на границе с нефтью, при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов.


Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-5 из 5.
20.08.2015
№216.013.6f3d

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002560047
Дата охранного документа: 20.08.2015
25.08.2017
№217.015.bdc1

Установка подготовки скважинной продукции

Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002616466
Дата охранного документа: 17.04.2017
26.08.2017
№217.015.e9a3

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002627807
Дата охранного документа: 11.08.2017
21.05.2023
№223.018.6a22

Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть использовано для мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений по длине насосно-компрессорных труб НКТ. Технический результат – количественное определение толщины сформировавшихся отложений на внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002795012
Дата охранного документа: 27.04.2023
21.05.2023
№223.018.6a23

Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть использовано для мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений по длине насосно-компрессорных труб НКТ. Технический результат – количественное определение толщины сформировавшихся отложений на внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002795012
Дата охранного документа: 27.04.2023
Показаны записи 1-10 из 13.
20.08.2015
№216.013.6f3d

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002560047
Дата охранного документа: 20.08.2015
25.08.2017
№217.015.bdc1

Установка подготовки скважинной продукции

Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002616466
Дата охранного документа: 17.04.2017
26.08.2017
№217.015.e9a3

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002627807
Дата охранного документа: 11.08.2017
02.09.2019
№219.017.c639

Технология разрушения стойких водонефтяных эмульсий ультразвуковым методом

Предложены технологии разрушения стойких водонефтяных эмульсий ультразвуковым методом, где эмульсию (ВНЭ) нагревают, вводят реагент-деэмульгатор и воду и в зависимости от изменяющегося в процессе разрушения эмульсий размера преобладающего количества капель воды последовательно изменяют частоту...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002698803
Дата охранного документа: 30.08.2019
18.10.2019
№219.017.d78f

Инженерный симулятор процесса добычи и транспортировки продукции скважин

Изобретение относится к автоматизированным информационным системам в области нефтедобычи и может использоваться для подбора оптимального технологического режима процесса добычи и транспортировки нефти и газа в системе «скважина - промысловая система сбора и транспорта продукции скважин», а...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002703359
Дата охранного документа: 16.10.2019
22.05.2020
№220.018.1faf

Мобильная установка переработки эмульсионных промежуточных слоев продукции скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на установках промысловой подготовки нефти (УППН) при переработке стойкого эмульсионного промежуточного слоя для подготовки товарной нефти и пластовой воды до требуемой группы качества. Мобильная установка...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721518
Дата охранного документа: 19.05.2020
21.04.2023
№223.018.4f51

Способ оценки воздействия технологических жидкостей на горную породу

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при обосновании и выборе эффективных технологических жидкостей для проведения ремонтных работ на скважинах в различных геолого-физических условиях их эксплуатации. Способ оценки воздействия технологической жидкостью на горную породу...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002792960
Дата охранного документа: 28.03.2023
21.05.2023
№223.018.6a22

Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть использовано для мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений по длине насосно-компрессорных труб НКТ. Технический результат – количественное определение толщины сформировавшихся отложений на внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002795012
Дата охранного документа: 27.04.2023
21.05.2023
№223.018.6a23

Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть использовано для мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений по длине насосно-компрессорных труб НКТ. Технический результат – количественное определение толщины сформировавшихся отложений на внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002795012
Дата охранного документа: 27.04.2023
30.05.2023
№223.018.7442

Блочная установка кустовой сепарации

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разделения продукции скважин на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Блочная установка кустовой сепарации включает систему подачи водонефтяной эмульсии (ВНЭ) из сборного коллектора скважин или АГЗУ, блок...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002741296
Дата охранного документа: 25.01.2021
+ добавить свой РИД