Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта



Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта
Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта

 


Владельцы патента RU 2456444:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" (RU)
Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" (ЗАО "НТЦ ГеотехноКИН") (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - охват нефтяного пласта кислотой по глубине и высоте за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижение сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта с карбонатным коллектором добывающих и/или нагнетательных скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны [1].

Основным недостатком известного способа является невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2].

В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. Известный способ требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.

Недостатком известного способа является также и то, что обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону.

Применение для изоляции прочных твердеющих материалов типа цементных растворов ведет лишь к перерасходу этих дорогостоящих материалов и зачастую оказывает необратимо неблагоприятное влияние и на низкопроницаемые зоны, смежные с высокопроницаемыми, закупоривая их, что крайне нежелательно. В итоге, оказывается, что надежных технологий по этому вопросу крайне мало.

Техническим результатом изобретения является увеличение охвата нефтяного пласта кислотой по глубине за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижения сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.

Кроме того, при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

Nу.г=1,0+0,1L;

Nс.к=1,0+0,1L;

а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

Nс.к=1,0+0,1L;

Nу.г=0,1L;

где

Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;

Nу.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;

L - протяженность зоны перфорации.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с изобретением используют вязкие свойства, присущие гелю, приготовленному с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива - углеводородной жидкости для перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в процесс воздействия каналов низкой проницаемости, а также свойства данного геля замедлять скорость реакции кислоты с карбонатной породой, за счет поступления в состав закачиваемых флюидов большого количества высокоэффективного поверхностно-активного вещества (ПАВ) - кальциевых солей алкилфосфорных кислот, растворимых как в углеводородах, так и кислоте. Это объясняется тем, что в заданном месте (именно в нефтяном обрабатываемом пласте) и в заданное время (именно при поступлении соляной кислоты в нефтяной пласт) происходит реакция в системе:

соляная кислота + карбонатная порода нефтяного пласта + гель (в виде гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива) в виде:

кислота + карбонатная порода + гель → продукты разрушенного геля + ионы кальция → образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот:

Действие продуктов реакции (кальциевых солей алкилфосфорных кислот) в качестве ПАВ, растворимых в углеводородах и кислоте, приводит к замедлению скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Это позволяет продавить активную кислоту на большие расстояния от ствола скважины, увеличить глубину обрабатываемой зоны и замедлить вторичное осадкообразование и гелеобразование продуктов реакции. Обычно же соляная кислота расходуется на взаимодействие с породой в течение очень короткого времени (нескольких минут) с начала контакта.

Кроме того, продукты реакции снижают и межфазное натяжение, что способствует при последующем освоении скважины выносу из нефтяного пласта и скважины как продуктов реакции, так и самого отклонителя - углеводородного геля практически без следов воздействия на нефтяной пласт.

Все это обеспечивают при минимальных затратах средств на обработку призабойной зоны нефтяного пласта - использовании отклонителя, способного проявлять свойства временной изоляции высокопроницаемой зоны, замедлителя скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой (повышения эффективности ее действия за счет увеличения глубины охвата нефтяного пласта), эвакуатора продуктов реакции соляной кислоты и ее остатков за счет структурных свойств отклонителя как неньютоновской жидкости (обычно продукты реакции и остатки кислоты продавливают в пласт, что имеет негативные последствия) и очистителя пор, трещин и ствола скважины собственной структурой неньютоновской жидкости.

Упомянутые гелеобразователь и активатор являются составными частями комплекса гелирующего «Химеко-Н». Он широко известен и применяется при гидроразрыве пласта (ТУ 2481-053-17197708-00).

Гелеобразователь комплекса «Химеко-Н» - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета;

Активатор комплекса «Химеко-Н» - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.

Типовой компонентный состав углеводородного геля из упомянутых составных частей, об.%:

Гелеобразователь «Химеко-Н» 0,6-1,4
Активатор «Химеко-Н» 0,6-1,4
Дизельное топливо Остальное

При последовательной закачке углеводородного геля и соляной кислоты заданной концентрации в карбонатный коллектор происходит:

1. Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков.

2. Вышеупомянутая реакция в системе: соляная кислота - карбонатная порода - углеводородный гель.

В рамках данного изобретения в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина были проведены исследования взаимодействия углеводородного геля на дизельном топливе с нефте- и водонасыщенной карбонатной породой в насыпном виде, с последующим воздействием кислотным составом.

При исследованиях были использованы:

нефть (ρ20°C нефти = 850 кг/м3);

модель пластовой воды хлоркальциевого типа (ρ20°C воды = 1012 кг/м3);

углеводородный гель, приготовленный на дизельном топливе (ρ20°C ДТ=820 кг/м3), содержащий 1,0 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 1,0 об.% активатора «Химеко-Н»;

12%-ная соляная кислота с добавкой 4 об.% многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка НК-ФД). Многофункциональный ПАВ добавляли, в частности, для снижения влияния водопроницаемости избыточно обводненной карбонатной породы в насыпном виде в лабораторных условиях (приближенных, но отличных от реальных условий нефтяного пласта).

Полученные результаты в таблице 1-4 и на диаграмме

Таблица 1
Исходные показатели образцов:
Насыщение Обработка гелем Исходные показатели образцов
S, см2 М, г
1 Нефть Да 24,718 21,4536
Нефть Нет 23,809 19,5280
2 Вода Да 23,756 20,0708
Вода Нет 23,587 19,4894
Таблица 2
Изменение массы образцов 1 и 2 после насыщения в течение 19 часов:
МИСХ, г M19H, г ΔМ, г ΔМ, %
1 21,4536 21,5536 0,1000 0,466%
19,5280 19,6058 0,0778 0,398%
2 20,0708 20,1792 0,1084 0,540%
19,4894 19,5736 0,0842 0,432%
Таблица 3
Изменение массы образцов 1 и 2 после обработки гелем в течение 3 часов:
МИСХ, г M19H, г МЗГ, г ΔМИСХЗГ, г ΔМИСХЗГ, % ΔМ19НЗГ, г ΔМ19НЗГ, %
1 21,4536 21,5536 22,0344 0,5808 2,707% 0,4808 2,231%
2 20,0708 20,1792 20,4725 0,4017 2,001% 0,2933 1,453%
Таблица 4
Изменение массы образцов 1 и 2 после 30-минутной обработки кислотой:
Насыщение Обработка гелем МИСХ, г М30К, г ΔМ, г ΔМ, %
1 Нефть Да 21,4536 17,3129 -4,1407 -19,301%
2 Вода Да 20,0708 16,6052 -3,4656 -17,267%
Нефть Нет 19,5280 15,3330 -4,1950 -21,482%
Вода Нет 19,4894 15,8599 -3,6295 -18,623%

Также полученный углеводородный гель на основе дизельного топлива был исследован на фильтрационной установке высокого давления и температуры. Было выявлено наличие его высоких тампонирующих - «пакерующих» свойств, что особенно важно для каналов высокой проницаемости.

Целью экспериментов являлась оценка влияния солянокислотной обработки на тампонирующие свойства геля.

В таблице 5 приведены параметры модели, используемые агенты и конечный результат.

Методика проведения исследований включала последовательно следующие этапы:

- фильтрацию через модель пластовой воды при температуре 60°C. Определение начальной проницаемости;

- закачку углеводородного геля при при температуре 60°C и разных скоростях фильтрации;

- закачку 0,3 Vпор ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД.

Таблица 5
Длина модели, см 36,7
Диаметр модели, см 2,45
Начальная проницаемость по воде, мкм2 0,512
Температура эксперимента,°C 60
Гелеобразователь «Химеко-Н», об.% 1,0
Активатор «Химеко-Н», об.% 1,0
Кислота соляная ингибированная, %, +4 об.% ПАВ - Нефтенола К 12
Вязкость углеводородного геля при 60°C, мПа·с при 100 об/мин 95,6
Закачка углеводородного геля, Vпор 1
Закачка ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД, Vпор 0,3
Конечное значение фактора остаточного сопротивления, Rост 23,5

Исследования показали, что при закачке углеводородного геля происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости геля, сохранения его тампонирующих - «пакерующих» свойств при воздействии на него высоким давлением.

Таким образом, экспериментально подтверждена возможность блокирования углеводородным гелем высокопроницаемых зон и тем самым перераспределение объемов кислотного воздействия в менее проницаемые участки пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости выше 100 м3/сут вначале осуществляют закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием углеводородного геля. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося геля продолжают в течение 10 мин. Затем гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости сдвига при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При обработке нескольких низкопроницаемых зон пласта закачку соляной кислоты начинают с нижней зоны через спущенные до нее насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем трубы поднимают до следующей низкопроницаемой зоны для закачки соляной кислоты. Необходимый результат может быть получен с первой попытки - на первой операции обработки, например, при обработке зоны небольшой протяженности и умеренной приемистости. В более сложных случаях - при необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.

При приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

Nу.г=1,0+0,1L;

Nс.к=1,0+0,1L,

где

Nу.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;

Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;

L - протяженность зоны перфорации.

Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости ниже 100 м3/сут вначале осуществляют закачку соляной кислоты, а затем отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося углеводородного геля продолжают в течение 10 мин. Затем углеводородный гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный углеводородный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.

При приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

Nу.г=1,0+0,1L;

Nс.к=1,0+0,1L,

где

Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;

Nу.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;

L - протяженность зоны перфорации.

Конкретные примеры осуществления способа.

Первоначально проводят расчет необходимых объемов соляной кислоты и углеводородного геля.

По опытным данным объем соляной кислоты принимают в расчете 1-5 м3 на 1 м толщины пласта. Объем углеводородного геля - 1-4 м3.

Пример 1: при небольшой протяженности низкопроницаемой зоны (3 м) принимают 6 м3 18% соляной кислоты. При протяженности высокопроницаемой зоны 4 м принимают 5 м3 углеводородного геля. В этом случае через НКТ закачивают вначале углеводородный гель. Выдерживают его до набора структурной прочности в течение 2-х ч. Затем приводят в действие пакер и закачивают соляную кислоту. Выдерживают скважину под давлением в течение 2 ч на химические реакции. При этом, давление плавно повышают (каждые 30 мин на 0,5 атм), чем обеспечивают увеличение глубины продавки кислоты в пласт. Осуществляют освоение скважины с созданием депрессии и отбором из скважины продуктов реакции и углеводородного геля. Эффективность промежуточных операций контролируют по давлениям закачки и продавки применяемых агентов. Конечный результат оценивают по притоку нефти. При положительном результате - увеличении притока - операцию заканчивают. При недостаточно высоком результате операции повторяют. При этом принимают к использованию 15% соляную кислоту в объеме 5 м3 с пакером.

Пример 2: при 25 м интервале перфорации принимают объем соляной кислоты 2 м3 на 1 м толщины пласта.

При приемистости скважины в 150 м3/сут вначале закачивают углеводородный гель. Всего приготавливают и закачивают 30 м3 углеводородного геля с плотностью 810 кг/м3, эффективной вязкостью (при 100 об/мин) в пределах 200-300 мПа·с.

Затем закачивают 50 м3 соляной кислоты. Закачку осуществляют в несколько операций в следующей последовательности:

порция углеводородного геля - 15 м3;

порция соляной кислоты 18%-ной концентрации - 30 м3;

порция углеводородного геля - 15 м3;

порция соляной кислоты концентрации 12%-ной концентрации - 20 м3.

Продавку производят водонефтяной эмульсией на основе нефти плотностью 850 кг/м3 и пресной воды в объемном соотношении 1:1 с использованием эмульгатора Нефтенола НЗ - 4% об.

Источники информации

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.

2. Патент US 3612179, 1971.

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива, и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12% до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L,
а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nс.к=1,0+0,1L;
Nу.г=0,1L,
где Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт с карбонатным коллектором.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта. .
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод в скважине, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. .

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу крепления и теплоизоляции скважин в грифоноопасном разрезе, в том числе для скважин нефтегазовых и паронагнетательных, в том числе в многолетнемерзлых породах (ММП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга.
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи
Наверх