Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта

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:

N_у.г=1,0+0,1L;

N_с.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:

N_с.к=1,0+0,1L;

N_у.г=0,1L;

где

N_с.к - число операций с применением соляной кислоты;

N_у.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
1А	Нефть	Нет	23,809	19,5280
2	Вода	Да	23,756	20,0708
2А	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%
1А	19,5280	19,6058	0,0778	0,398%
2	20,0708	20,1792	0,1084	0,540%
2А	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	ΔМИСХ ЗГ, г	ΔМИСХ ЗГ, %	ΔМ19Н ЗГ, г	ΔМ19Н ЗГ, %
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%
1А	Нефть	Нет	19,5280	15,3330	-4,1950	-21,482%
2А	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 V_пор 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:

N_у.г=1,0+0,1L;

N_с.к=1,0+0,1L,

где

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

N_с.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:

N_у.г=1,0+0,1L;

N_с.к=1,0+0,1L,

где

N_с.к - число операций с применением соляной кислоты;

N_у.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:
N_у.г=1,0+0,1L;
N_с.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:
N_с.к=1,0+0,1L;
N_у.г=0,1L,
где N_с.к - число операций с применением соляной кислоты;
N_у.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.