Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора



Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора
Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора
Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора
Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора
Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора
Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора

 


Владельцы патента RU 2554983:

Башкирцева Наталья Юрьевна (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты и поверхностно-активного вещества (ПАВ), технологическую выдержку и депрессионное воздействие (см. Патент РФ №2280154, МКИ E21B 43/27, опубл. 2006 г.).

Известный способ недостаточно эффективен вследствие неполного охвата пласта кислотным воздействием.

Известен способ кислотной обработки подземной формации, включающий последовательно-чередующуюся закачку вспененной водной вязкоупругой отклоняющейся системы и кислоты (см. Патент ЕПВ №009397, МКИ E21B 43/27, опубл. 2007 г.).

Данный способ включает применение сложного, уникального оборудования для закачки композиции в пласт и сложен в исполнении. Кроме того, способ предусматривает использование метанола, который является токсичным веществом, вредным для здоровья человека.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ кислотной обработки подземного пласта, включающий закачивание загущенной кислотной композиции, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, гелеобразующий агент - цвиттерионное ПАВ - амидоаминоксид, растворитель и воду (см. Патент РФ №2311439, C09К 8/24, опубл. 2007 г.).

Известная композиция образует вязкоупругий гель лишь в узком диапазоне концентраций соляной кислоты (12-8 мас.%) и не способна поддерживать вязкость при высоких значениях температуры пласта, так при увеличении температуры от 24 до 65°C вязкость снижается с 1000 до 480 мПа·с. Также существенным ограничением применения известной композиции является высокая обводненность нефтяного пласта.

Решаемая предлагаемым изобретением задача заключается в выравнивании профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости пластах, в создании новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, а также в восстановлении коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Поставленная задача решается созданием способа кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающего закачку кислотной композиции, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, цвиттерионное поверхностно-активное вещество и воду, причем в качестве цвиттерионного ПАВ композиция содержит алкилбетаин и дополнительно - гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер при следующем соотношении компонентов, мас.%:

неорганическую или органическую кислоту или их смеси 9,0-24,0
алкилбетаин 1,0-10,0
гидрофобно-модифицированный
полиуретановый полимер 0,05-3,0
вода остальное,

причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию, либо порциями с проведением выдержки между закачками.

В вариантах выполнения способа кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%, а способ закачки кислотной композиции может чередоваться с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации.

Для приготовления кислотной композиции используют, например:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 изм.1 (ОАО «Химпром», г. Новочебоксарск);

- плавиковую кислоту (HF) по ГОСТ 10484-78 (ОАО «Галоген», г. Пермь);

- уксусную кислоту (УК) по ГОСТ 19814-74 (ОАО «Невинномысский Азот», Ставропольский край);

- муравьиную кислоту (МК) по ТУ 9285-78;

- сульфаминовую кислоту (СК) по ТУ 2121-083-05800142-2001;

- хлоруксусную кислоту (ХК) Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник. Л.: Химия, 1977, стр.191-192, 223.

Олеинамидопропилбетаин (ОАПБ) представляет собой алкилбетаин со следующей структурой:

где: - R1 представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из указанных алкильных групп содержит от 16 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной и где указанные алкиленовые группы содержат от 1 до 6 атомов углерода;

- R2, R3 представляют углеводородный радикал с длиной цепи от 1 до 4 атомов углерода.

Алкилбетаин производится компаниями: ООО «Компания Вереск», Россия, г. Волжский; ООО «Завод Синтанолов», Россия, г. Нижний Новгород.

В качестве анионного ПАВ используют, например:

- алкилсульфонат натрия (АСН) по ТУ 2481-308-05763458-2001 (ОАО «Химпром», г. Волгоград);

- алкиларилсульфонат натрия (ААСН) по по ГОСТ 12.1.007;

- алкилсульфат натрия (АСТН) по ТУ 6-09-07-1816-93;

- алкиларилсульфат натрия (ААСТН) по ГОСТ 1253-56.

Гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер (ГМПУ) представляет собой гидрофобно-модифицированный этиленоксидуретановый полимер следующей структуры:

n=100-300

где R1 - углеводородный радикал с длиной цепи от 8 до 24 атомов углерода;

R2 - группы (C6H12).

ГМПУ является продуктом компании «Munzing Chemie GmbH», Germany, Heilbronn.

Введение в композицию гидрофобно-модифицированного полиуретанового полимера повышает термостабильность кислотной композиции. Образующийся в результате нейтрализации кислотной композиции вязкоупругий гель сохраняет стабильность при контакте с минерализованной водой, однако разрушается при контакте с углеводородами.

В основе действия заявляемой композиции лежит способность смеси АБ/ГМПУ образовывать вязкоупругий термостабильный гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой, который создает эффективное локальное отклонение новых порций кислотной композиции от высокопроницаемых участков пласта к ранее необработанным, низкопроницаемым участкам. Таким образом, кислотная композиция проявляет «самоотклоняющиеся» свойства. Механизм действия кислотной композиции основан на способности смеси АБ/ГМПУ образовывать вязкоупругий термостабильный гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой, при взаимодействии с продуктами реакции. Первоначально, вновь созданная кислотная композиция имеет низкую вязкость, что позволяет легко закачать ее в пласт, затем по мере израсходования кислоты на реакцию с породой и образования хлоридов кальция и магния вязкость образовавшегося геля возрастает. После завершения стадии обработки, при контакте с углеводородами происходит полное разрушение вязкоупругого геля, т.е. обратным движением флюидов происходит очистка призабойной зоны пласта. Таким образом, применение «самоотклоняющихся» кислотных композиций обеспечивает равномерную обработку продуктивного интервала пласта. Получаемые кислотные композиции термически стабильны и могут быть использованы в обводненных пластах.

Заявляемую кислотную композицию в лабораторных условиях готовят следующим образом. Составы готовых композиций приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемая композиция).

К 1,0 г олеиламидопропилбетаина (ОАПБ) добавляют 0,05 г ГМУП, 25,71 г соляной кислоты (водный раствор 35 мас.%) и 73,24 г воды.

Полученную смесь перемешивают в течение 40 минут до получения однородного состава.

Примеры 2-15.

Композиции готовят аналогично примеру 1, варьируя компоненты и их содержание.

Пример 16 (прототип).

К 80,0 г соляной кислоты (водный раствор 35 мас.%) добавляют гелеобразующий агент, содержащий 3,0 г алкиламидопропилдиметиламиноксида, 3,0 г пропиленгликоля и 15,0 г воды.

Таблица
По п.п Содержание компонентов состава, мас.%
кислота ЦПАВ ГМУП вода
1 HCL 9,0 1,0 0,05 89,95
2 МК 10,0 3,0 0,5 86,5
3 HF 12,0 5,0 1,5 81,5
4 УК 24,0 10,0 2,85 63,15
5 СК 20,0 5,0 0,5 74,5
6 HCl 15 3,0 1,5 80,5
7 ХК 9,0 10,0 0,05 80,95
8 HCL+HF 24,0 1,0 0,85 74,15
9 HCL 15,0 8,0 0,5 86,5
10 УК+МК 15,0 2,0 0,5 82,5
11 СК+ХК 24,0 5,0 0,85 70,15
12 HCL 12,0 ЦПАВ+АСН 5,0 0,5 82,5
13 HF+УК 15,0 ЦПАВ+АСТН 1,1 0,05 83,85
14 МК+ХК 10,0 ЦПАВ+ААСН 8,0 3,0 79,0
15 HCL 24,0 ЦПАВ+ААСТН 4,0 0,85 71,15
16 прототип HCL 28,0 Алкиламидопропилдиметиламиноксид 3,0 Пропиленгликоль 3,0 66,0

Механизм действия полученных композиций оценивают по изменению вязкости образовавшегося кислотного геля при обработке призабойной зоны карбонатного коллектора (см. рис.1). При проведении эксперимента используют состав №6 из таблицы. Как видно на рисунке, изначально композиция обладает низкой вязкостью, при использовании соляной кислоты с 15% концентрацией эффективная вязкость менее 10 мПа·с. В ходе реакции соляной кислоты с карбонатной породой концентрация соляной кислоты снижается, образуется хлорид кальция, вязкость образовавщегося геля возрастает. После полной нейтрализации кислоты вязкость составляет 2265 мПа·с.

На рисунке 2 показана термическая стабильность вязкоупругого геля, образовавшегося после реагирования заявляемой композиции (состав №6 из таблицы) с карбонатной породой, по сравнению с прототипом. Как видно из рисунка, при повышении температуры вязкость заявляемой композиции снижается незначительно. Для определения эффективности заявляемых кислотных композиций проводят исследования действия их в пористой среде - на естественных кернах Западно-Лениногорской площади Республики Татарстан. Через модель пласта прокачивают 24 поровых объема (ПО) модельной пластовой воды, 3 ПО заявляемой кислотной композиции и повторно 19 ПО модельной пластовой воды. Динамика фильтрации кислотной композиции представлена на рисунке 3. При установившемся режиме фильтрации начальная проницаемость керна по пластовой воде составила 0,036 мкм2. В процессе закачки кислотной композиции в количестве 3 ПО давление резко увеличилось, а величина Р/Ро достигла 16,5. Это свидетельствует об образовании в модели пласта вязкоупругого барьера, который препятствует прорыву кислоты сквозь керн. Последующая закачка модельной пластовой воды сопровождалась плавным снижением давления и его стабилизацией после прокачки 7 ПО. Проницаемость модели по пластовой воде в этот момент составила 0,057 мкм, она увеличилась в сравнении с начальной 1,58 раз. Данную модель используют для исследования эффективности известной композиции. Через модель прокачивают 20 ПО модельной пластовой воды, 7,5 ПО известной композиции и повторно 7,8 ПО модельной пластовой воды. При прокачке 1,3 ПО известной композиции величина Р/Ро увеличилась до 1,52. Последующая фильтрация приводит к резкому падению давления. Таким образом, применение композиции по прототипу не обеспечивает необходимого отклонения. Результаты исследований приведены на рисунке 4.

Для доказательства соответствия заявляемого способа критерию «промышленная применимость» приводим конкретный пример определения эффективности в промысловых условиях. Для увеличения первоначальной приемистости скважин или новых поровых каналов закачку кислотной композиции чередуют с закачкой соляной кислоты 12-14%-ной концентрации. Объем закачиваемых соляной кислоты и кислотной композиции и кратность обработок определяют геологическими параметрами призабойной зоны, текущими и планируемыми показателями работы скважины.

Испытания кислотной композиции были проведены на конкретной скважине НГДУ «Елховнефть». Была проведена закачка 12 м3 кислотной композиции и 3,6 м3 нефти. При прокачивании первых порций кислотной композиции наблюдалось падение остаточного давления в трубах с 50 до 30-35 атм. Одновременно снижалось давление в затрубном пространстве с 46 до 15-20 атм., что может свидетельствовать о том, что закачиваемая кислотная композиция движется по наиболее дренируемым пропласткам. При продавке последних порций кислотной композиции оторочкой нефти объемом 3,6 м3 наблюдался рост давления с 50 до 70 атм., что может свидетельствовать о поступлении кислотной композиции в низкопроницаемые пропластки, проникновение в которых требует повышения давления закачки. При использовании заявляемой «самоотклоняющейся» кислотной композиции за 1,5 года было добыто дополнительно 488 т нефти.

Таким образом, использование «самоотклоняющейся» кислотной композиции в способе обработки призабойной зоны карбонатного пласта позволяет эффективно обрабатывать призабойную зону неоднородного пласта, при этом образующийся гель полностью разрушается при контакте с углеводородами и легко выводится из призабойной зоны, не оставляя повреждения породы.

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, включающий закачку кислотной композиции, содержащей неорганическую или органическую кислоту, или их смеси, цвиттерионное поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, причем в качестве цвиттерионного ПАВ композиция содержит олеинамидопропилбетаин и дополнительно - гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер при следующем соотношении компонентов, мас.%:

неорганическая или органическая кислота
или их смеси 9,0-24,0
алкилбетаин 1,0-10,0
гидрофобно-модифицированный полиуретановый
полимер 0,05-3,0
вода остальное,

причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что кислотная композиция дополнительно содержит анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%.

3. Способ по пп. 1, 2, отличающийся тем, что закачку кислотной композиции чередуют с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в коллекторе.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.
Наверх