Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора
Владельцы патента RU 2386803:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи. Способ включает последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции, дополнительную предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 часов и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного. В качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-5, воду стальное, или смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или Флотореагент-Оксаль Т-66. Технический результат - увеличение эффективности способа обработки призабойной зоны терригенного коллектора. 5 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.
Низкая эффективность кислотных обработок заключается в том, что кислота при обработке призабойной зоны пласта попадает преимущественно в нижние, наиболее дренируемые и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальная часть пласта остается нестимулированной. Скорость реакции кислоты с породой в водонасыщенных интервалах очень высокая, а в нефтенасыщенных - слишком низкая (наблюдается эффект смачиваемости), в результате кислота отрабатывается в водонасыщенных прослоях.
При закачке осадкообразующего материала происходит закупорка или снижение проницаемости промытых зон пласта. Закачиваемый вслед за осадкообразующим материалом раствор кислоты проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, так как высокопроницаемые зоны в основном закупорены образовавшимся осадком, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существовавшие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается.
Известен способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку осадкообразующей композиции, выбранной из группы: технический лигносульфонат или технологическая жидкость, содержащая водный раствор солей кальция и сульфитного щелока, или состав, содержащий водный раствор лигносульфоната технического и органические добавки, и кислотной композиции, выбранной из группы: соляная кислота, или смесь соляной и плавиковой кислот, или композицию, содержащую водный раствор соляной и плавиковой кислот, поверхностно-активное вещество, неорганические соли и растворитель, причем осадкообразующую и кислотную композиции берут в соотношении, равном 1:1 соответственно [1]. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым терригенным коллектором.
В то же время другие исследователи [2] отмечают, что в промысловой практике закачиваемые в нагнетательные скважины осадкогелеобразующие композиции, проникая в трещины призабойной зоны пласта, снижают трещинную составляющую приемистости, что само по себе не обеспечивает вовлечения в разработку запасов пористой среды ПЗП вследствие ее кольматации и низких фильтрационных свойств. В результате происходит временное снижение приемистости обработанной скважины и соответственно дебитов жидкости окружающих добывающих скважин. С целью эффективного вовлечения в заводнение низкопроницаемой матрицы пород вслед за осадкогелеобразующей оторочкой в скважину закачивается стимулирующая оторочка. Ее основой является кислотная композиция, целесообразность применения которой обуславливается составом цемента пород.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ кислотной обработки трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью-коагулянтом - отходом производства изопропилбензола, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованного в щелочи отхода волокна или тканей полиакрилонитрила, а затем закачку пресной воды и соляной кислоты, причем в качестве коагулянта отмечено также использование 20%-ного раствора хлористого кальция [3].
Недостатком указанного способа является невозможность эффективного извлечения нефти из гидрофобизированных матриц, поскольку гидрофобная нефтяная пленка, покрывающая поверхность пор, препятствует контакту кислоты с породой, что снижает предсказуемость результатов снижения водопритока и эффективность обработки и, как следствие, приток нефти в скважину.
Также известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке осадкогелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов, не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости их невозможно закачать в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть. Все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года.
Целью изобретения является повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что улучшает проникновение закачиваемой в последующем кислотной композиции более глубоко в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты, возможность использования предлагаемого способа независимо от температуры окружающего воздуха.
Поставленная цель достигается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающем последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 часов и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-5, воду остальное, или смесь, содержащую мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или «Флотореагент-Оксаль Т-66».
В основу настоящего изобретения положена разработка технологического и эффективного способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты. В качестве осадкогелеобразующего агента используют водно-щелочную полимерную композицию ПВВ, которая при взаимодействии в пласте с коагулянтом образует кислотостойкие осадки. Наиболее ценное качество полимерной композиции ПВВ - селективность, она не реагирует с нефтью, поэтому при закачке водных растворов или композиций этого реагента в пласт нефтенасыщенные зоны не блокируются тампонажным осадком и впоследствии легко включаются в разработку. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокообводненных пропластков и зон терригенного коллектора.
Кроме того, за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть - порода - раствор полимера происходит гидрофилизация поверхности с растворением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти. Эти процессы позволяют увеличить степень проникновения водоизоляционного состава в водонасыщенные пропластки и обеспечить более полное его закрепление.
Для предварительной обработки призабойной зоны в качестве органического растворителя могут быть использованы: нефрас А 150/330 (ТУ 38.1011049-87), РКДмф (ТУ 2458-001-75821482-2005), СОНПАР 5402 (ТУ 2458-010-00151816).
Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:
1. Кислота соляная ингибированная, содержащая не менее 24 мас.% HCl, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97;
2. Кислота фтористоводородная, содержащая 50,0 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78;
3. Гидроксохлористый алюминий (ГХА) - отход производства изопропилбензола, получаемый в процессе алкилирования бензола пропиленом путем отмыва реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса растворами хлористого алюминия, выпускается по ТУ 38.302163-94, с содержанием основного вещества 200-300 г/л;
4. Полимерная композиция ПВВ выпускается по ТУ 2216-002-75821482-2006 в жидком виде, представляет собой вязкий водорастворимый полимер акрилового ряда и должен соответствовать показателям качества, указанным в таблице 1;
5. НПАВ - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные (неонол), выпускаются по ТУ 2483-077-05766801-98;
6. Ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной (глинокислота) выпускается по ТУ 6-01-14-78-91.
7. Реагент-Гликойл - смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с блок-сополимерами окисей этилена и пропилена (отходы ПЭГ) выпускаются по ТУ 2422-130-05766801-2003;
8. Флотореагент-оксаль Т-66 - смесь гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров, представляет собой продукт переработки побочных продуктов производства диметилдиоксана, выпускается по ТУ 2452-029-05766801-94 и используется в качестве пластификатора в лакокрасочной промышленности при бурении нефтяных скважин для регулирования свойств буровых растворов на водной основе.
Оптимальное соотношение коагулянта и полимерной композиции найдено опытным путем. Для этого с целью определения осадкогелеобразующей способности полимерной композиции по предлагаемому способу по сравнению с известным проведены лабораторные исследования, результаты которых даны в таблице 3.
Пример 1.
1. Подбор оптимального соотношения коагулянта и полимера.
Для проведения исследований использован ПВВ с содержанием основного вещества 10% и ГХА с плотностью 1204 кг/м3. Согласно проведенным испытаниям соотношение полимерной композиции и коагулянта составило 2:1, 1,5:1 и 1:1. Характеристика полученных осадков представлена в таблице 2.
Прочность образующихся полимерных осадков определяли на приборе Валента. Из таблицы 3 видно, что полимерный осадок, образующийся при взаимодействии ГХА с избытком ПВВ, достигает 100% объема, но при этом уступает по прочностным характеристикам.
2. Влияние кислотных составов на полимерный осадок.
Было исследовано влияние кислотных композиций на образующиеся полимерные осадки. В качестве кислотных композиций использовали 15%-ую ингибированную соляную кислоту и глинокислоту, состоящую из ингибированной соляной кислоты с содержанием основного вещества 15% и фтористоводородной кислоты от 2 до 5%. Исследования проводили при температуре 20°С. Из полученных результатов видно (таблица 3), что применение глинокислоты способствует упрочнению гелеобразного осадка уже через 2 часа.
Пример 2. Примеры конкретного выполнения способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (таблица 4).
ОПЗ №1. Для обработки была выбрана малодебитная высокообводненная скважина (0,1 т/сут и 98,3% обводненности в таблице 4). Произведена предварительная промывка скважины до забоя растворителем Нефрас 150/330 в объеме 2 м3. Эффективная толщина продуктивного пласта составляет 5 м, поэтому расчетные объемы ГХА и полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонолом АФ9-12 составляет 5 м3. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемому способу проводилась через насосно-компрессорные трубы, нижний конец которых устанавливался на уровне нижней отметки интервала перфорации. Первоначально была закачана 1/3 расчетного объема ГХА, т.е. 1,7 м3, затем буфер пресной воды 0,5 м3. После этого закачан расчетный объем полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонол АФ9-12 5 м3, снова буфер пресной воды 0,5 м3 и оставшиеся 2/3 объема ГХА (3,3 м3, таблица 4). Далее проводили выдержку на реакцию в течение 24 часов. После закачки буфера пресной воды 0,5 м3 и расчетного объема раствора глинокислоты заканчивали обработку по предлагаемому способу. Выдержали на реакцию не более 4 часов, провели промывку для удаления продуктов реакции и ввели скважину в эксплуатацию.
ОПЗ №2. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию с 0,5 мас.% неионогенного ПАВ - неонола АФ9-12.
ОПЗ №3. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию без введения неионогенного ПАВ.
ОПЗ №4. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 15, фтористоводородную кислоту - 2,0, растворитель «Реагент-Гликойл» - 30, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ9-6 - 0,1.
ОПЗ №5. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%:
ингибированную соляную кислоту - 9, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель «Флотореагент-Оксаль Т-66» - 30, полимерная композиция НПАВ Неонол АФ9-12 - 0,1.
ОПЗ №6. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 3,2, растворитель «Реагент-Гликойл» - 5, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ9-12 - 0,5.
ОПЗ №7. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель оксаль Т-66 - 5, полимерная композиция с НПАВ - Неонол АФ9-6 - 0,1.
Обработки по предлагаемому способу кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (ОПЗ №1-7) проведены на обводненных скважинах в зимнее время, при температуре окружающего воздуха минус 5-25°С. Скважины, подвергшиеся воздействию, работали от 5 до 8 месяцев после обработки, суммарная дополнительная добыча нефти составила 2605 тонн, обводненность продукции уменьшилась максимально на 26,1% (таблица 5).
Наиболее эффективно применение способа в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при высокой обводненности добываемой продукции.
Источники информации
1. Патент РФ №2065951, кл. Е21В 43/27, 1996 г.
2. А.И.Куликов. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Нефтепромысловое дело, №10, 2005 г, с.18-25.
3. Патент РФ №2171371 МКИ 21В 43/27, 43/22, 2001 г. - прототип.
| Таблица 1 | |||
| Физико-химические показатели полимерной композиции ПВВ. | |||
| № п/п | Наименование показателей | Норма для ПВВ | Методы анализа |
| 1 | Внешний вид | Однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей | п.5.2 ТУ |
| 2 | Массовая доля сухого вещества, %, не менее | 10 | п.5.3 ТУ |
| 3 | Плотность, кг/м3 | 1060-1250 | п.5.6 ТУ |
| 4 | Вязкость (сСт) при температуре 20°С, не более | 20 | п.5.4 ТУ |
| 5 | pH | 8-14 | п.5.5 ТУ |
| 6 | Температура застывания, °С, не выше | Минус 15 | п.5.7 ТУ |
| Таблица 2 | ||||||
| Оптимального соотношения коагулянта и полимера. | ||||||
| Соотношение растворов ПВВ и ГХА | РН осадка | Время образования осадка, с | Объем осадка, % | Характер осадка | Визуальные наблюдения через 24 часа | Прочность осадка через 24 часа, г |
| 2:1 | 12 | 165 | 80-100 | рыхлый | рыхлый | 990 |
| 1,5:1 | 6 | 115 | 100 | плотный | твердый | >2400 |
| 1:1 | 5 | 53 | 60-63 | резиноподобная масса | твердый осадок | >2400 |
| Таблица 3 | ||||||
| Изменение объема осадка при воздействии кислотных составов. | ||||||
| Время выдержки, час | Относительный объем осадка | Прочность осадка, г | ||||
| 15% HCl | HCl+2% HF | HCl+3% HF | HCl+4% HF | HCl+5% HF | ||
| 0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 440 |
| 2 | 0,67 | 0,87 | 0,71 | 0,71 | 0,73 | >2400 |
| 4 | 0,67 | 0,83 | 0,69 | 0,7 | 0,68 | >2400 |
| 24 | 0,67 | 0,43 | 0,48 | 0,48 | 0,38 | >2400 |
| Таблица 4 | |||||||||
| Технологические параметры проведенных ОПЗ. | |||||||||
| № ОПЗ | органический растворитель, м3 | Осадкогелеобразующая композиция | Кислотная композиция, м3 | ||||||
| ГХА, м3 | пресная вода, м3 | ПВВ, м3 | НПАВ, м3 | пресная вода, м3 | ГХА, м3 | пресная вода, м3 | |||
| 1 | 2 | 0,005 | 5 | ||||||
| (нефрас А 150/330) | 1,7 | 0,5 | 5,0 | АФ9-12 | 0,5 | 3,3 | 0,5 | (глинокислота) | |
| 2 | 2 | 0,025 | 5 | ||||||
| (нефрас А 150/330) | 1,7 | 0,5 | 5,0 | АФ9-12 | 0,5 | 3,3 | 0,5 | (глинокислота) | |
| 3 | 2 | 5 | |||||||
| (нефрас А 150/330) | 1,7 | 0,5 | 5,0 | - | 0,5 | 3,3 | 0,5 | (глинокислота) | |
| 2 | 0,006 | 6 | |||||||
| 4 | (нефрас А 150/330) | 2,0 | 0,5 | 6,0 | АФ9-6 | 0,5 | 4,0 | 0,5 | (мас.%: HCl - 15, HF - 2,0, реагент-Гликойл - 30, АФ9-6 - 0,1) |
| 2 | 0,006 | 6 | |||||||
| 5 | (РКДмф) | 2,0 | 0,5 | 6,0 | АФ9-12 | 0,5 | 4,0 | 0,5 | (мас.%: HCl - 9, HF - 4, реагент-оксаль Т-66-30, АФ9-12 - 0,1) |
| 2 | 0,025 | 5 | |||||||
| 6 | (сонпар 5402) | 1,7 | 0,5 | 5,0 | АФ9-6 | 0,5 | 3,3 | 0,5 | (мас.%: HCl - 12, HF - 3,2, реагент-Гликойл - 5, АФ9-6 - 0,1) |
| 2 | 0,005 | 5 | |||||||
| 7 | (сонпар5402) | 1,7 | 0,5 | 5,0 | АФ9-12 | 0,5 | 3,3 | 0,5 | (мас.%: HCl - 12, HF - 4, реагент-оксаль Т-66 - 5, АФ9-12 - 0,1) |
| Таблица 5. | ||||||||
| Эффективность ОПЗ предлагаемым способом*. | ||||||||
| № ОП3 | Добыча нефти, т/сут | Обводненность продукции, % | Дополнительная добыча нефти, т | Сокращение добычи воды, м3 | Продолжительность эффекта, месяцы | Примечание | ||
| до ОПЗ | после ОПЗ | до ОПЗ | после ОПЗ | |||||
| 1 | 0,1 | 0,6 | 98,3 | 72,2 | 108 | 197 | 7 | эффект продолжается |
| 2 | 0,5 | 2,2 | 42,3 | 35,5 | 378 | 179 | 7 | эффект продолжается |
| 3 | 0,6 | 1,8 | 54,4 | 47,2 | 312 | 215 | 7 | эффект закончен |
| 4 | 0,7 | 3,5 | 68,2 | 60,7 | 626 | 763 | 8 | эффект продолжается |
| 5 | 2,3 | 3,2 | 65,2 | 63.8 | 113 | 94 | 5 | эффект продолжается |
| 6 | 1,7 | 5,2 | 97,7 | 91,6 | 797 | 5016 | 6 | эффект продолжается |
| 7 | 0,9 | 2,7 | 82,7 | 68,1 | 271 | 154 | 5 | эффект продолжается |
| Итого: | 2605 | |||||||
| Примечание: опытно-производственные работы проведены в 2007 г. |
Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающий последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 ч и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-5, воду остальное, или смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или Флотореагент-Оксаль Т-66.
