Способ разработки нефтяных месторождений

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам повышения производительности эксплуатационных скважин терригенных и карбонатных коллекторов. Техническим результатом является разработка одностадийного способа воздействия на пласт гидрофобным кислотным составом, позволяющим регулировать скорость взаимодействия соляной кислоты с породой и защищающим нефтепромысловое оборудование от коррозионного воздействия агрессивной среды. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала – гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество. Причем соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1, вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с, количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта, при обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа·с. 4 з.п.ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к физико-химическим методам воздействия на пласт с целью увеличения продуктивности нефтедобывающих скважин. Способ предназначен для восстановления и улучшения коллекторских свойств карбонатных и терригенных пластов призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

Известно, что для увеличения продуктивности нефтяных и газовых скважин используют различные способы воздействия на пласт: физико-химические, тепловые, гидродинамические, микробиологические, газовые, а также их различные комбинации. Среди разнообразия методов воздействия на пласт до сих пор большое распространение находит соляно-кислотная обработка призабойной зоны с карбонатными и терригенными коллекторами [1]. Недостатками данного метода является высокая скорость растворения породы в кислотном растворе, малая глубина обработки и невозможность удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений из призабойной зоны пласта (ПЗП).

Существуют различные способы увеличения проникающей способности кислоты в призабойную зону пласта (ПЗП) путем введения в кислоту гидрофобизаторов, поверхностно-активных веществ (ПАВ), замены соляной кислоты на сульфаминовую или капсулирование соляной кислоты в углеводородную дисперсионную фазу в виде кислотных эмульсий типа (В/М) [2]. Наличие в составе инвертных эмульсий ПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора в промытых водой каналах придает им способность как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением фазовой проницаемости по нефти.

Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является способ добычи нефти из продуктивной залежи, включающий обработку ПЗП добывающих и/или нагнетательных скважин закачкой высокодисперсного водо- и кислотоотталкивающего гидрофобного материала - химически модифицированного кремнеземома концентрации 0,5-1 мас.% в углеводородной жидкости и последующую закачку раствора соляной кислоты для обеспечения глубокого растворения карбонатных соединений и образования высокопроницаемой пористой структуры в призабойной зоне, вытеснение нефти и последующую доставку ее из призабойной зоны [3]. При этом обработку ПЗП добывающих и/или нагнетательных скважин осуществляют последовательно в несколько этапов гидрофобным материалом и кислотой.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют суспензию диоксида кремния с содержанием 0,1-0,5 мас.% в органическом растворителе (нестабильный бензин и другие углеводороды), а в качестве кислоты применяют 12-20%-ную соляную кислоту в количестве, равном 1-2 т на 1 м обрабатываемой толщины карбонатного пласта. Предварительная гидрофобизация поверхности поровых каналов препятствует быстрому реагированию НСl с породой, благодаря чему увеличивается объем охвата обрабатываемой толщины пласта.

К недостаткам данного способа следует отнести:

1. Многостадийность операций, увеличивающих время работы ремонтной бригады и оборудования на скважине.

2. Последовательность закачки в пласт гидрофобной суспензии и кислоты не обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от коррозионного воздействия НСl.

3. Ограниченная возможность регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с гидрофобизированной карбонатной породой, определяемая объемом закачиваемой гидрофобной суспензии и концентрацией раствора НСl.

Указанные недостатки преодолены в заявляемом изобретении.

Задачей данного изобретения является разработка одностадийного способа воздействия на пласт гидрофобным кислотным составом, позволяющим регулировать скорость взаимодействия НСl с породой и защищающим нефтепромысловое оборудование от коррозионного воздействия агрессивной среды.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала - гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество, при этом соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1, вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с, количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта, а при обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа.с.

Совмещение процессов гидрофобизации и кислотной обработки ПЗП с применением кислотных эмульсионных растворов имеет несомненные преимущества перед прототипом, заключающиеся в следующем:

- способность обеспечивать низкое (менее 0,1 мН/м) межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - вода, что позволяет вытеснять в зоне обработки оставшуюся нефть и воду и получать более высокие коэффициенты отбора по нефти;

- способность растворять карбонатные коллектора, а также глинистые включения более медленно, чем водный раствор кислоты, и расширять радиус воздействия, увеличивая при этом проницаемость коллектора.

Обладая всеми преимуществами инвертных эмульсионных растворов, разработанный кислотный состав реагирует с породой только через некоторое время (2-24 ч) после закачки его в пласт, что позволяет проводить глубоко проникающую обработку коллектора. В качестве гидрофобного материала используют кремнезем (аэросил, белая сажа и др.), подвергнутый химической модификации (ХМК) в соответствии с изобретением по патенту РФ № 2152967, 1999. Благодаря ультрадисперсности частиц при диспергировании в кислотно-углеводородной среде ХМК обеспечивает создание микроэмульсии. После разложения кислотной микроэмульсии в пласте ХМК гидрофобизирует поверхность поровых каналов коллектора, увеличивая фазовую проницаемость по нефти.

Применение в эмульсии регуляторов стабильности (ПАВ) с концентрацией от 0,1 до 0,3 мас.% позволяет регулировать “время жизни”, т.е. обеспечение определенного времени нахождения эмульсии в стабильном состоянии, необходимое для приготовления на скважине рабочей жидкости, ее закачки и продавки в пласт.

Вязкость кислотного микроэмульсионного раствора, где дисперной фазой является водный раствор соляной кислоты, а дисперсионной фазой - углеводород, определяется соотношением фаз 1/1-3/1 и изменяется в пределах от 300 до 2500 мПа·с.

При проницаемостной неоднородности пластов, различающихся в 2-3 раза, предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых зон путем направленной закачки в призабойную зону пласта кислотной микроэмульсии с вязкостью 2500-3500 мПа·с. В этом случае происходит временная блокировка высокопроницаемого интервала и появляется возможность последующей доставки активной соляной кислоты в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет подключения ранее не работавших интервалов. Применение для этих целей гидрофобной кислотной микроэмульсии с более высокими реологическими свойствами целесообразно, на наш взгляд, вследствие того, что после выполнения блокирующей функции кислотная эмульсия реализует свой химический потенциал более замедленно, вступая в реакцию с породой пласта.

При значительных различиях в проницаемости трещин и матрицы карбонатного коллектора (на 1-2 порядка) вместо временной изоляции высокопроницаемых зон проводят закрытие последних стабильными инвертными эмульсионными растворами, не содержащими кислоты.

При обработке по предлагаемому изобретению количество кислотной микроэмульсии выбирают по известным рекомендациям в отрасли из расчета 0,5-11 м³/м обрабатываемой толщины.

С использованием установки АКМ-коллектор были определены скорости реакции различных кислотных составов с карбонатной породой башкирских отложений. В процессе исследования фиксировался объем выходящей из образца жидкости во времени. Полученные результаты приведены в таблице 1. В таблице приведены также сравнительные данные по скорости взаимодействия карбонатного керна с кислотой (опыт 2, 3). В опыте 2 керн был предварительно обработан суспензией гидрофобного ХМК в нестабильном бензине с концентрацией 0,33 мас.% в объеме, равном одному поровому пространству образца.

Опыт с неэмульгированной 10%-ной НСl (опыт 3) показал, что при поступлении в образец первой капли кислоты проницаемость его резко возрастала. Из таблицы видно, что предварительное насыщение образца гидрофобной суспензией (опыт 2) неэффективно, т.к. при контактировании с карбонатной породой кислота сразу же вступает в реакцию и в этом случае удаленная зона продуктивного пласта оказывается без воздействия.

Принципиально иное действие на образец карбонатной породы оказывает кислотная микроэмульсия с показателем электростабильности 208 В (опыт 1).

Это хорошо видно из анализа величин соотношения конечной и начальной проницаемости образцов Кк/Ко (сравн. 30,3 и 260). В отличие от опытов 2-3 разработанная гидрофобная кислотная микроэмульсия не образует больших каналов в породе. Ее действие пролонгировано и ориентировано на увеличение проницаемости коллектора в более удаленной части пласта.

В таблице 2 приведены результаты по стабильности кислотных микроэмульсий в зависимости от их состава. Как видно из таблицы, увеличение содержания дисперсной фазы (опыты 5, 8, 9) приводит к снижению электростабильности и увеличению вязкости. Повышение температуры состава увеличивает скорость расслоения (опыты 5-7). При температуре 20°С все образцы эмульсии в выбранных интервалах концентрации эмульгатора-стабилизатора сохраняют стабильность в течение нескольких суток. Для тех случаев, когда для временной изоляции более проницаемого пропластка необходимо применение более вязкой и стабильной эмульсии, целесообразно использовать составы с высокими значениями вязкости (опыт 9).

Приведенные в табл.1 и 2 данные показывают, что для создания кислотных микроэмульсий с регулируемым “временем жизни” электростабильность растворов должна быть не ниже 100-120 В. Оптимальные концентрации эмульгатора - гидрофобного ХМК и регулятора стабильности микроэмульсии составляют 0,5-1,5 мас.% и 0,1-0,3 мас.% соответственно.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. На скважине № 1241 с карбонатным коллектором (НГДУ “ТатРИТЭКнефть”) с низким дебитом жидкости (около 10 м куб/сут) и неустойчивой работой скважины была проведена обработка пласта гидрофобной кислотной микроэмульсией следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо 48,7

18%-ная соляная кислота 50

ХМК с гидрофобностью 99,2% 1,0

Эмультал 0,3

Смешение компонентов проводили следующим образом: в дизельное топливо через эжектор вводили эмульгатор и стабилизатор с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. Образующуюся суспензию перемешивали в течение 30 мин. В другой емкости был приготовлен водный раствор 18%-ной соляной кислоты. Для получения микроэмульсии приготовленные растворы прокачивали двумя встречными потоками через диспергатор и подвергали принудительной циркуляции в течение 2-х часов.

Первоначально в скважину для определения приемистости закачали 20 м³ конденсата при производительности насосов 1,2 м³/мин и давлении на устье 20 МПа. Затем была закачана кислотная микроэмульсия с вязкостью 810 мПа·с в объеме 30 м³, которая была продавлена в пласт 40 м³ конденсата.

В результате проведенной обработки дебит скважины увеличился более чем в три раза (с 10 до 37 м³). Наблюдения за работой скважины в течение шести месяцев показали, что после обработки ПЗП кислотной микроэмульсией скважина работает с устойчивым дебитом.

Пример 2. На скважине № 1356 (НГДУ “ТатРИТЭКнефть”) с высоким дебитом и высокой обводненностью (98,0%) была проведена обработка ПЗП кислотной микроэмульсией с предварительной изоляцией высокопроницаемых частей карбонатного коллектора (проницаемость матрицы 5-20 мД, проницаемость трещин до 1500 мД). В качестве временного тампонажного материала была приготовлена инвертная микроэмульсия следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо 32

ХМК с гидрофобностью 99,6% 1,5

Нефтенол-НЗ 0,3

12%-ная соляная кислота 67.

Было закачано в пласт 36 м³ временно изолирующей кислотной микроэмульсии с вязкостью 2510 мПа·с и после продавки в скважину закачали 18 м³ состава аналогичного примеру 1. После обработки эта скважина, так же как и предыдущая, была выдержана на реакции в течение 48 часов.

В результате проведенной обработки обводненность скважины снизилась до 48%, дебит нефти увеличился в 2,4 раза, а продолжительность эффекта составила более года.

Источники информации

1. М.Т.Абасов и др. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК “Нефтеотдача”. - М.: Наука, 1992, с.5-130.

2. Д.Ф.Матвеев и др. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. А.С. СССР № 861561, 1976, патент России № 1647201 А1, 1991.

3. Р.А.Ишкаев и др. Способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, патент России № 2149989, 1999.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала - гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, отличающийся тем, что закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа·с.

РИСУНКИ

Рисунок 1

PD4A - Изменение наименования обладателя патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

(73) Новое наименование патентообладателя:Открытое акционерное общество «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК») (RU)

Адрес для переписки:117036, Москва, проспект 60-летия Октября, д. 21, к. 4, ОАО "РИТЭК", В.И.Кокореву

Извещение опубликовано: 20.09.2010        БИ: 26/2010