Способ кислотной обработки карбонатного пласта


 


Владельцы патента RU 2535538:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей. 2 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам соляно-кислотной обработки карбонатных пластов. Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки буферной жидкости и раствора соляной кислоты, причем в качестве буферной жидкости используют углеводородную жидкость, такую как нефть, дизельное топливо и т.п. (Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. Справочник рабочего. М.: Недра, 1989, с.67-68). Однако степень снижения скорости реакции кислоты с породой коллектора недостаточна.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора (Авторское свидетельство SU №861561, 1981). Недостатками состава являются недостаточная эффективность, связанная с низкой глубиной проникновения состава в пласт из-за высокой вязкости гидрофобной эмульсии, сложность ее приготовления и недостаточная устойчивость в пласте.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (RU №2077666, 1997), заключающийся в последовательной закачке в пласт буферной жидкости, а затем соляной кислоты, причем в качестве буферной жидкости используется раствор ингибитора коррозии ГИПХ-3 в дизельном топливе. Недостаток способа заключается в его недостаточной эффективности, связанной с малой глубиной проникновения состава в пласт из-за высокой скорости реакции кислоты с породой.

Более близким к описываемому способу является способ кислотной обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта (RU №2139425, 1999), включающий последовательную закачку в пласт органического растворителя, а затем кислотного состава. Недостаток данного способа заключается в недостаточной эффективности, связанной с высокой скоростью реакции кислотного состава с породой.

Задачей изобретения является повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.

Поставленная задача достигается созданием способа кислотной обработки карбонатного пласта, включающего предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30% раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей.

Технический результат заключается в повышении продуктивности скважин и получении дополнительной нефти за счет замедления скорости реакции кислотного состава с карбонатной породой пласта.

В качестве органического растворителя используют, в частности, дизельное топливо или нефтяные растворители, стабилизированный газовый конденсат.

В качестве мазута используют топочный мазут по ГОСТ 10585-99. В качестве растворителя для мазута (углеводородный растворитель) используют нефть, или дизельное топливо, или нефтяной растворитель. В качестве кислотного состава используют раствор технической соляной кислоты с концентрацией от 10 до 25% или замедленные кислотные составы типа СНПХ-9010, соляная кислота с ЗСК (замедлитель соляной кислоты) или аналогичные составы.

При осуществлении способа проводят следующие технологические операции:

- промывку ствола скважины органическим растворителем;

- закачку в пласт органического растворителя в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта;

- закачку в пласт раствора мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта:

- закачку буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3;

- закачку кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта;

- продавку закаченных жидкостей в пласт;

- пуск скважины в работу по стандартной технологии.

Основные причины недостаточной эффективности соляно-кислотных обработок заключаются:

- в высокой скорости реакции кислоты с карбонатной породой, что приводит к малой глубине проникновения состава в пласт,

- в низкой селективности соляно-кислотных обработок, связанной с тем, что с наибольшей скоростью кислота растворяет породу в водонасыщенных интервалах и пропластах прискважинной зоны пласта.

Эффективность способа достигается следующим образом.

Закачка органического растворителя и раствора пленкообразователя приводит к следующим процессам. В промытых, водонасыщенных зонах и интервалах пласта закачка органического растворителя и раствора пленкообразователя снижает проницаемость для воды и водного кислотного раствора. Адсорбция смол, асфальтенов и тяжелых углеводородов мазута на поверхности карбоната снижает скорость растворения породы в пласте. В низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалах и зонах пласта закачка растворителя и раствора пленкообразователя не оказывают значительного влияния на скорость растворения породы в кислоте, т.к. гидрофобная порода смочена нефтью и покрыта адсорбированным слоем смол и асфальтенов, снижающих скорость ее реагирования с кислотным раствором. При этом растворитель повышает проницаемость низкопроницаемых участков пласта, т.к. более вязкая нефть оттесняется в пласт и замещается на менее вязкий растворитель.

Таким образом, применение описываемого способа позволяет увеличить поступление кислотного раствора в нефтенасыщенные пропластки, замедляет скорость растворения породы водонасыщенных интервалов в кислоте, т.е. увеличивает селективность и эффективность кислотных обработок.

Способ иллюстрируют приведенными ниже примерами, не ограничивающими его использование.

Пример 1

Определяют скорость реакции карбонатной породы с соляной кислотой. Для этого размолотую карбонатную породу смачивают раствором пленкоообразователя или растворителем и измеряют скорость реакции породы с соляной кислотой по выделению углекислого газа. Результаты эксперимента приведены в таблице 1.

При концентрации пленкообразователя (мазута) в составе ниже 5% он не оказывает или практически не оказывает влияния на скорость реакции породы с соляной кислотой. При концентрации пленкообразователя в составе 10-30% скорость реакции кислоты с породой снижается на 10-50% по сравнению с известным способом. Дальнейшее увеличение содержания мазута не увеличивает эффективность.

Таблица 1
Растворитель или раствор, мас.% Относительная скорость реакции породы с кислотой, доли единицы Степень снижения скорости реакции, %
Дизельное топливо (ДТ)* 1 0
3% раствор мазута M100 в ДТ 0,97 3
5% раствор мазута M100 в ДТ 0,90 10
15% раствор мазута M100 в ДТ 0,73 27
30% раствор мазута M100 в ДТ 0,50 50
35% раствор мазута M100 в ДТ 0,50 50
Нефть* 1 0
3% раствор мазута M100 в нефти 1 0
5% раствор мазута M100 в нефти 0,89 11
15% раствор мазута M100 в нефти 0,81 19
30% раствор мазута M100 в нефти 0,64 36
35% раствор мазута M100 в нефти 0,65 35
Примечание: * - по известному способу.

Пример 2

Определение влияния органического растворителя и раствора пленкообразователя на проницаемость высокопроницаемых пористых сред (моделей трещин) проводят в фильтрационных экспериментах с использованием стандартной методики. В модель пласта закачивают растворитель по прототипу (0,4 поровых объемов) или последовательно растворитель и раствор пленкообразователя (по 0,4 поровых объемов) и определяют, как это влияет на проницаемость пористой среды для воды. Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Полученные результаты показывают, что заявляемый способ в значительно большей степени снижает проницаемость высокопроницаемых пористых сред по воде и водным растворам по сравнению с прототипом.

Таблица 2
Способ Проницаемость по воде, мкм2 Степень снижения проницаемости по воде, доли единицы
До воздействия После воздействия
известный способ 1,52 0,97 1,6
описываемый способ 1,46 0,21 7,0

Пример 3

По известному способу в карбонатный пласт толщиной 5,5 м закачивают 15 м3 дизельного топлива и 20 м3 СППХ-9010 и продавливают состав в пласт пресной водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После чего пускают скважину в работу по стандартной технологии. В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился с 1,8 до 3,9 т/сутки, общий эффект составил 495 т дополнительной нефти.

Пример 4

По описываемому способу после предварительной промывки скважины органическим растворителем в последнюю (карбонатный пласт толщиной 5 м) закачивают 10 м3 дизельного топлива, затем 10 м3 20% раствора мазута M100 в нефти, 4 м3 дизельного топлива и 20 м3 СППХ-9010 и продавливают состав в пласт пресной водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После чего пускают скважину в работу по стандартной технологии. В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился с 1,6 до 5,4 т/сутки, общий эффект составил 870 т дополнительной нефти.

Таким образом, по сравнению с известным описываемый способ имеет более высокую эффективность, заключающуюся в повышении продуктивности скважин за счет извлечения большего количества дополнительной нефти из карбонатных коллекторов.

Способ кислотной обработки карбонатного пласта, включающий предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления АНПД.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта посредствам увеличения коэффициента охвата.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение глубины обработки и повышение эффективности обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Наверх