Кислотное воздействие на горные породы (стр. 28 )

Эксперимент с добавками кокамида ДЭА+ этиленгликоль

С целью исследования способности к увеличению стабильности компазиции был приготовлен состав в соотношении 1:1 кокамид ДЭА+этиленгликоль с концентрацией загустителя в кислотной композиции от 3 до 17%. Изменение структуры 6%-го раствора началось через 45….60 мин, далее наступила стадия гелеобразования. Состав полностью распался на 2 фазы по прошествии 12 ч при 600С. Эксперимент подтвердил способность этиленгликоля к стабилизации составов.

Эксперимент с добавками кокамид ДЭА+глицерин

Для нахождения наиболее подходящего гликоля для стабилизации кислотных композиций были приготовлены составы загустителя в соотношении 1:1 кокамид ДЭА + глицерин с концентрацией загустителя в композиции от 3 до 15%. Образование эмульсии началось спустя 60 мин после приготовления, состав проявил стабильность в течение 10 ч при 600С.

Эксперимент с добавкой эмультала

Приготовлены растворы кислотных композиций с добавлением эмульталов различного состава: эмультал № 1 (175 г прессового масла, 75 г ДЭА при 1600С); эмультал №1 (175 г прессового масла, 75 г ДЭА при 1600С); эмультал №2 (получен смешением 50 г диметиламинопропиламина и 150 г талового масла при 1600С, разбавлен 100 г глицерина). При дабавлении в кислотный состав 5% мас. эмульталов было установлено, что при перемешивании кислотной композиции с эмульталом №1 получился однородный раствор темного цвета, визуального изменения вязкости не произошло; в составе с эмульталом № 2 при перемешивании произошло значительное изменение вязкости.

Кислотная композиция с эмульталом №2 проявила увеличение вязкости в 2,8 раза, а также высокую термостабильность. Композиция выдерживалась в термическом шкафу в течение 6 ч при температуре 80…850С и оставалась стабильной в течение 24 ч при 200С.

В результате проведения лабораторных исследований изменения вязкостных свойств кислотной композиции при внесении загустителей различных видов выявлено, что из восьми видов исследованных загустителей наиболее эффективными являются:

- кокамид ДЭА+глицерин;

- эмультал;

- кокамид ДЭА+этиленгликоль;

- кокамид ДЭА.

В результате экспериментов определены оптимальные массовые доли загустителей в составе кислотных композиций:

- кокамид ДЭА 12%+глицерин 12%, обеспечивший увеличение вязкости в 2,4 раза стабильность в течение 10 ч при 200С;

- эмультал, обеспечивший увеличение вязкости в 2,8 раза и стабильность в течение 24 ч при 200С;

- кокамид ДЭА 12,5%+этиленгликоль 12,5%, обеспечивший увеличение вязкости в 3,9 раза и стабильность в течение 12 ч при 200С;

- кокамид ДЭА 15%, обеспечивший увеличение вязкости до 8 раз и стабильность до 3 ч при 200С. 

В последнее время для кислотной стимуляции карбонатных коллекторов используются самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ, использование которых основано на способности к изменению своих свойств в процессе кислотного воздействия. Упомянутые поверхностно-активные вещества преобразуют кислоту в вязкоупругий гель в ходе её реакции с породой. При этом сферические мицеллы ПАВ преобразуются в палочкообразные по мере снижения концентрации кислоты и повышения минерализации раствора [8]. Загуститель увеличивает вязкость системы. Образовавшийся вязкоупругий гель проникает в высокопроницаемые участки пласта и закупоривает их, образуя своеобразный барьер, отклоняющий кислотную композицию в более низкопроницаемые необработанные зоны. После обработки созданный барьер при контакте с пластовыми углеводородами разрушается. Таким образом, самоотклоняющаяся кислотная система обеспечивает равномерную интенсификацию всего продуктивного интервала нефтяного пласта в процессе обработки и низкую степень его загрязнения. Была проведена серия лабораторных экспериментов, по результатам которых сравнивались свойства кислотного состава KR-1HK, предназначенного для обработки при скважинной зоны, представленной карбонатными коллекторами и кислотной композиции, состоящей из кислотного состава KR-1HK и загустителя KR - SQ, по следующим параметрам: совместимость с модельной водой, способность образовывать эмульсии с пластовыми флюидами, стабильность кислотных композиций, замедляющая способность и коррозия.

Модификация KR-1HK в своем составе содержит сбалансированное количество добавок, предотвращающих в ходе расходования кислоты выпадение нерастворимых продуктов реакции соляной кислоты с алюмосиликатами. Кислотный состав KR-1HK предотвращает образование стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий и вторичных осадков, замедляет скорость реакции кислоты с породой коллекторов в 5… 12 раз, обеспечивающее глубокое проникновение составе в пласт, эффективно отмывает пары фильтрационной корки от асфальто-смолистых отложений, гидрофобизирует стенки перфорационных кислоты в растворенном состоянии при растворении железо-содержащих пород и осадков.

Загуститель кислотных составов KR-5Q применяется в качестве гелеобразующего реагента в кислотных составах KR  и предназначается  для регулирования охвата кислотной и селективной обработками обводненных пластов. Используется в процессах интенсификации добычи нефти из трещиноватых карбонатных пород с высокопроницаемыми пропластками в продуктивных отложениях для предотвращения осложнений, связанных с тем, что при обработке призабойной зоны пласта кислотному воздействию подвергаются, в основном, высокопроницаемые участки.

Для проведения экспериментов использовали двухкомпонентную кислотную композицию с динамической вязкостью после введения в кислотный состав KR-1HK  загустителя, увеличенной в 2,2 раза.

Далее для упрощения применены следующие обозначения:

12%-й KR-1HK – состав 1;

12%-й KR-1HK с KR-5Q – состав 2.

Таблица 4.37

Физико-химические свойства кислотных составов 1 и 2

Содержание загустителя, % мас.	Внешний вид	Плотность, кг/м3	Содержание HCI, %	Динамическая вязкость, мПа?с
0	Прозрачный однородный раствор	1052	12,0	1,66
5	1059	12,0	3,62

Следующим экспериментом было тестирование составов 1 и 2 на образование вторичного осадка с модельной водой. Для испытания использовали модельную воду одного из месторождений Республики Башкортостан, приготовленную по результатам шестикомпонентного анализа. Тестирование проводили при температуре 200С в течение 4 ч. Соотношение кислотной композиции и модельной воды составило 1:1.

Таблица 4.38

Ионный состав пластовой воды месторождения Республики Башкортостан

Минерализация, мг/л	Ионный состав, мг-экв/л
CI-	SO42-	HCO3-	Ca2+	Mg2+	Na++K+
262130	4556	9,23	2,13	585	297	3685

Показано, что при контакте 2 с модельной водой при 200С в течение 4 ч образования вторичного осадка в виде твердых частиц (ТВЧ) не происходит. Образуется маловязкий гель, который медленно фильтруется через сито 100 меш, но при этом хорошо смывается водой.

Для испытания на полную нейтрализацию карбонатом кальция в качестве образцов использовали мраморные пластинки. Растворение мрамора в композиции проводили при 200С до прекращения выделения углекислого газа, образующегося в процессе нейтрализации. По окончании опыта контролировали  наличие осадка, мути или газа. В результате нейтрализации в обработанных кислотных составах вторичного осадка не обнаружено.

При проведении нейтрализации состава 2 было выявлено, что композиция является  нестабильной: происходит ее расслоение. Полная нейтрализация композиции происходит через 36 ч, при этом остаточная кислотность отработанной композиции составляет 0,8%.

Для тестирования на способность кислотной композиции к образованию эмульсий была взята проба пластовой жидкости, отобранной с одного из нефтяных месторождений Башкортостана. Выпадение кольматанта в нефтекислотных эмульсиях (НКЭ) определяли в присутствии ионов трехвалентного железа (Fe3+) в количестве 2000 ppm при пластовой температуре 20 0С в течение 4 ч соотношениях флюида и раствора кислоты 25:75, 50:50, 75:25. Для контроля протестировали возможность выпадения осадка с данным флюидом в соотношении 50:50 в отсутствие ионов железа.

При контакте кислотной композиции с загустителем в присутствии ионов Fe3+ в соотношениях кислотный состав: нефть 75:25, 50:50 и 25:75 образуются нефтекислотные эмульсии, причем для соотношения 75:25 происходит расслоение эмульсии до 70% в течение 0,5 ч, тогда как для соотношения 50:50 НКЭ расслаивается на 10% только в течение 4 ч, при избытке нефти НКЭ не расслаивается в течение 4 ч. при  фильтрации НКЭ через сито 100 меш кольматант не выпадает, тогда как для кислотной композиции, не содержащей загуститель, при смешении кислота: нефть в соотношениях 75:25 и 50:50 наблюдается образование кольматанта в виде НКЭ, не фильтрующихся через сито 100 меш. В отсутствие ионов железа образование кольматанта не наблюдается.

Следующее тестирование состояло в исследовании стабильности исходных и нейтрализованных кислотных композиций при 400С в течение 4 ч: 12%-е кислотные композиции являются стабильными при 400С как в отсутствие, так и в присутствии ионов трехвалентного железа в количестве 2000 ppm.

Оценку замедляющей способности кислотной композиции с загустителем KR-5Q исследовали при температуре 20 0С. Для испытаний в качестве образцов карбоната кальция были использованы мраморные пластинки. Соотношение объема кислотной композиции к площади пластин составило 3 мл: 1 см2. Замедляющие свойства определяли по отношению к растворимости 12%-го раствора ингибированной соляной кислоты без добавок.

Таблица 4.39

Результаты совместимости кислотных составов с нефтью при 200С

Соотношение кислоты и нефти	Расслоение, % через	Осадок в сите 100 меш	Результат теста
0,5 ч	4 ч
Состав 1 с Fe3+
75:25	0	0	Эмульсия	Тест не пройден
50:50	0	0	Эмульсия	Тест не пройден
25:75	0	0	Отсутствует	Тест пройден
Состав 2 с Fe3+
75:25	70	80	Отсутствует	Тест пройден
50:50	0	10	Отсутствует	Тест пройден
25:75	0	0	Отсутствует	Тест пройден
Состав 1 без Fe3+
50:50	100	100	Отсутствует	Тест пройден
Состав 2 без Fe3+
50:50	0	0	Отсутствует	Тест пройден

Введение KR-5Q  в состав кислотной композиции KR-1HK  приводит к уменьшению растворимости мрамора за 0,5ч в 7 раз, а за 1 ч – в 21 раз по сравнению с ингибированной соляной кислотой без добавок. За 21 ч нейтрализации кислотной композиции мрамором растворимость мрамора составила 97,72%, при этом кислотная композиция нейтрализуется на 64,6%, тогда как 12% ингибированная соляная кислота полностью нейтрализуется в течение 1 ч.