Способ обработки призабойной зоны пласта



Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2583104:

Сергеев Виталий Вячеславович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Технический результат - получение дополнительной добычи нефти и повышение эффективности работы скважин за счет снижения доли воды в добываемой жидкости, доотмыва пленочной нефти и вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов призабойной зоны пласта (ПЗП). Способ обработки ПЗП включает последовательную обработку ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), оторочкой нефти и кислотной композицией. ИЭР содержит, об.%: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; техническую воду остальное. Кислотная композиция содержит, об.%: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное. ИЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП. Кислотная композиция обеспечивает доотмыв нефти, увеличение диаметра поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки.

Кислотные обработки скважин являются наиболее распространенной технологией интенсификации добычи нефти. Большинство нефтегазодобывающих предприятий и сервисных организаций используют стандартные кислоты - соляную и «грязевую» для обработки терригенных и карбонатных коллекторов. При обработке таких пластов имеется своя специфика как по применяемой кислоте, так и по технологии. При применении данных кислот успешность операций составляет 40-50%, иногда не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин. В карбонатных коллекторах кислота поглощается трещиноватыми кавернозными зонами пласта, а неработающие зоны остаются необработанными.

Для повышения эффективности обработки неработающей части карбонатного пласта необходимо предотвратить «кинжальный» прорыв кислоты по работающей части пласта за счет повышения для ее движения гидравлического сопротивления. В качестве такой меры можно применить высоковязкие системы на основе инвертно-эмульсионных растворов (далее - ИЭР), которые не реагируют с кислотой, но хорошо растворяются в нефти. При контакте с водонасыщенными трещинами наоборот образуют высоковязкие системы. Параметры ИЭР можно регулировать в широком диапазоне по структурно-механическим свойствам, в том числе по плотности, тексотропии (упрочнение структуры во времени), псевдопластического и упруговязкого течения за счет изменения концентрации эмульгатора и водной составляющей в органике (нефть, дизельное топливо и др.).

При закачке и продавке ИЭР в продуктивный карбонатный коллектор, как правило, он поступает в трещиновато-кавернозные участки, блокируя их или создавая значительные сопротивления для его движения и закачиваемой за ним кислоты. При этом кислота проникает и реагирует с неработающей частью карбонатного пласта, повышая его проницаемость, а соответственно, и продуктивность скважины.

Успешность такой технологии зависит от ряда факторов, которые присущи карбонатному коллектору и насыщающим его флюидам, технологии строительства и освоения скважины, самому ИЭР, кислотному составу и комплексной технологии проведения.

Из уровня техники известен способ обработки призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) инвертно-эмульсионным раствором для ограничения водопритоков, содержащим углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества (далее - ПАВ) и водную фазу (патент РФ на изобретение №2112871, МПК E21B 43/22, E21B 43/32, опубликован 10.06.1998). В качестве ПАВ используют углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, смоляных кислот и триэтаноламина и добавки неионогенных ПАВ. При этом инвертно-эмульсионный раствор при взаимодействии с водной фазой увеличивает свою вязкость. Обработка ПЗП таким раствором обеспечивает увеличение конечного коэффициента извлечения нефти путем снижения доли воды в добываемой жидкости.

Известный способ эффективен исключительно при закачке в нагнетательные скважины для выравнивания профиля движения вытесняющего агента в пласте. Эффект от этих технологий достигается путем перекрытия высокопроницаемых зон ИЭР и задавки его глубоко в пласт в больших объемах, так как ИЭР при закачке в высокопромытые зоны (трещины, каверны, которые могут достигать огромных размеров) может уходить в другие интервалы (нижележащие или вышележащие пласты) в зависимости от геологической характеристики каждого из пластов.

Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке ПЗП добывающих скважин, так как при закачке ИЭР в ПЗП добывающих скважин без последующей обработки низкопроницаемых зон пласта, содержащих углеводороды, нет возможности при существующем режиме работы скважины заставить жидкость двигаться в низкопроницаемых зонах. А также при изменении режима работы насосного оборудования, т.е. понижении давления на забое добывающей скважины, раствор ИЭР будет выноситься из ПЗП ввиду перепада давления в пласте и на забое добывающей скважины.

Таким образом, применение ИЭР в добывающих скважинах без последующей обработки ПЗП кислотным составом не приведет к получению длительного положительного эффекта, а лишь на короткий срок ограничит поступление доли воды в добываемой жидкости.

Из уровня техники известен способ одновременной обработки ПЗП кислотным составом и ИЭР (патент ЕР 0295615 A1, МПК C08F 126/02, C08F 26/02, C09K 3/00, C09K 8/24, 21.12.1988). Смесь кислотного состава и ИЭР может содержать, в том числе, углеводородную фазу, эмульгатор, водную фазу (в качестве которой может быть использована морская вода - солевой раствор NaCl, CaCl2), раствор соляной кислоты или органических кислот, ингибитор коррозии, ПАВ, спирты. В качестве эмульгатора используют сложный эфир жирных кислот.

Недостатком известного способа является неэффективность для применения на скважинах с высоким дебитом. Подтверждением по ограниченности применения на высокодебитных скважинах является опытное применение данной технологии: совмещая кислотный состав и эмульгатор в одном растворе, нет возможности достичь высокой стабильности эмульсионного раствора. Следовательно, при высоком дебите добывающей скважины данный раствор будет вынесен из ПЗП за короткий промежуток времени. Кроме того, содержание кислоты внутри эмульсионного раствора снижает его проникающую способность вглубь пласта, так как вязкость раствора увеличивается и в низкопроницаемые пропластки данный эмульсионный раствор не пройдет ввиду высокого гидравлического сопротивления.

Техническим результатом заявленного изобретения является получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет снижения доли воды в добываемой жидкости.

Способ в соответствии с заявленным изобретением шире в применении, чем известные способы, так как является методом интенсификации добычи нефти при закачке в ПЗП добывающего фонда скважин и методом увеличения нефтеотдачи пластов при закачке в нагнетательный фонд скважин.

Сущность изобретения заключается в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно инвертно-эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП, и кислотной композицией, увеличивающей диаметр поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. ИЭР используют следующего состава, об.%: эмульгатор - 2, углеводородная фаза (дизельное топливо) - 20, техническая вода - остальное. При этом ИЭР способен к увеличению вязкости при взаимодействии с пластовой водой во время фильтрации вглубь пласта и к снижению вязкости при взаимодействии с нефтью. В качестве эмульгатора можно использовать углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ. В качестве водной фазы можно использовать пресную или пластовую воду. В качестве водной фазы можно использовать растворы солей, в частности раствор хлорида натрия или раствор хлорида кальция. В качестве кислотной композиции используют композицию следующего состава, об. %: 30%-ная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода - остальное. При этом оторочка нефти может быть объемом от 0,2 до 0,5 м3.

Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Под совместимостью подразумеваем то, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Кислотные композиции согласно изобретению используются в основном для карбонатных коллекторов и терригенных с высоким содержанием карбонатного цемента, а также в терригенных и карбонатных заглинизированных коллекторах.

Данные кислотные составы (далее - КС) в заводских условиях подобраны так, что они обладают возможностью замедления реакции взаимодействия кислотного состава с нефтенасыщенным коллектором. Особенно актуальным является вопрос охвата пласта воздействием КС, т.к. существует проблема образования промытых зон карбонатного коллектора, проницаемость пород которых во много раз превосходит близлежащие нефтесодержащие части пласта, и, как следствие, КС проходит только по высокопроницаемым участкам коллектора, не затрагивая воздействием низкопроницаемые части карбонатного коллектора.

Для решения вышеуказанной проблемы необходимо воздействовать на нефтеносный карбонатный коллектор комплексно путем первоначального искусственного снижения проницаемости промытых зон с помощью применения ИЭР, для вовлечения в процесс обработки не затронутых воздействием КС целиков коллектора с нефтью.

Особенно это важно при проведении кислотных обработок (далее - КО) в пластах с высокой температурой, где скорость реакции кислоты настолько велика, что глубина проникновения ее в пласт составляет считанные сантиметры. При такой скорости реакции кислота реагирует на первых нескольких сантиметрах породы и не позволяет создавать новые фильтрационные каналы. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать кислоте в пласт, образуя новые фильтрационные каналы. Кроме того, компоненты композиции ингибируют коррозию насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) и обсадной колонны в процессе закачки кислотного раствора, а наличие ПАВ в ней способствует более полному удалению продуктов реакции из зоны обработки. Другие компоненты решают иные задачи. Применение композиции приводит не только к увеличению проницаемости коллектора, но и к увеличению объема обработки породы по пласту.

Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.

На фиг. 1 показана зависимость вязкости кислотных составов при различных добавках диэтаноламида (Кокамид ДЭА).

На фиг. 2 показана таблица, характеризующая условную классификацию приемистости.

На фиг. 3 показана таблица, характеризующая расход хлористого кальция для повышения плотности водной фазы.

На фиг. 4 показана таблица, характеризующая рецептуры растворов с высокими пескоудерживающими свойствами.

На фиг. 5 показана таблица, раскрывающая результаты применения технологии обработки ПЗП на Пашнинском нефтяном месторождении.

Изобретение позволяет снизить долю воды в добываемой жидкости и активизировать выработку запасов путем блокирования промытых зон при помощи закачки в высокопроницаемые пропластки ИЭР. ИЭР, исходя из своего физико-химического состава, при взаимодействии с углеводородной фазой (нефтью) снижает свою вязкость, а при взаимодействии с водной фазой увеличивает показатель вязкости с 6 мПа·с до 15 000 мПа·с. Таким образом, ИЭР блокирует высокопроницаемые промытые зоны пласта и ограничивает водопритоки.

В качестве ИЭР можно использовать раствор, содержащий эмульгатор, углеводородную фазу и водную фазу. Экспериментально доказано, что для увеличения добычи нефти и снижения доли воды в добываемой жидкости наиболее эффективным является следующее соотношение компонентов, % об.: эмульгатор - 2, углеводородная фаза (дизельное топливо) - 20, техническая вода - остальное.

Эмульгатор представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ, является активным эмульгатором. На внешний вид - маслянистая вязкая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность 890 кг/м3 при 20°C. Температура вспышки в закрытом тигле - не ниже 70°C. Температура застывания - не менее минус 45°C. Имеет нормативную техническую документацию ТУ 2413-048-04689972-97.

В качестве углеводородной фазы (далее - УВ) можно использовать нефть, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), дизельное топливо - смесь предельных углеводородов С2-С6. Углеводородная фаза представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, образует с водой эмульсию, расслаивающуюся в течение времени. Плотность 636,0 кг/м3 при 20°C. Начальная температура кипения +30°C. Конечная температура кипения +185°C.

В качестве водной (дисперсной) фазы можно использовать пресную или пластовую воду, либо растворы солей, например раствор хлорида натрия NaCl или раствор хлорида кальция CaCl2 с плотностями от 1000 кг/м3 до 2000 кг/м3. Плотность готового ИЭР регулируется плотностью водной фазы. При проведении лабораторных экспериментов моделируется необходимая плотность и температура пласта.

Кроме того, дополнительно в ИЭР можно вводить хлористый кальций. Хлористый кальций (химическая формула - CaCl2) - бесцветное кристаллическое вещество. Температура плавления +772°C. Температура кипения +1600°C. Плотность - 1250 кг/м3. Хлористый кальций хорошо растворим в воде, не горюч, непожароопасен. Токсикологическая характеристика: малотоксичное вещество, класс опасности - 4.

Объектами для применения ИЭР как блокирующего состава являются нефтедобывающие скважины с низким пластовым давлением, с высоким газовым фактором и нагнетательные скважины карбонатных трещиновато-поровых, кавернозных коллекторов. ИЭР применяется в виде блокирующей пачки соответствующей плотности и объема, который зависит от приемистости пласта. Условная классификация приемистости показана на фиг. 3. При приемистости более 2,5 м3·час/МПа минимальный объем ИЭР необходимо увеличить до 15 м3.

Использование ИЭР в качестве блокирующей жидкости позволяет:

- полностью сохранить коллекторские характеристики пласта;

- исключить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период;

- повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин в послеремонтный период за счет гидрофобизации порового пространства призабойной зоны пласта (ПЗП) поверхностно-активными компонентами, входящими в состав ИЭР;

- свести к минимуму коррозионные разрушения нефтепромыслового оборудования за счет ингибирующих свойств.

ИЭР представляют собой вязкие, текучие составы от светло-коричневого до черного цвета с плотностью от 0,9 до 2,0 г/см3. ИЭР для нефтяных скважин с низким пластовым давлением и высоким газовым фактором готовятся с использованием дизельного топлива. Также в качестве углеводородной фазы возможно применение ШФЛУ, нефтей с вязкостью до 10 мПа·с (вязкость ИЭР 8000 мПа·с и выше). ИЭР с повышенной вязкостью, предназначенные для глушения поглощающих и газовых скважин, готовятся с использованием пластовых нефтей с вязкостью более 15-20 мПа·с. Вязкость полученных ИЭР может достигать 10000 мПа·с. ИЭР готовятся непосредственно на скважине или на растворных узлах перед проведением работ с использованием дизтоплива или нефти конкретного месторождения и ингредиентов.

В случае использования пластовой воды конкретного месторождения, образующей ИЭР с недостаточной плотностью, необходимое увеличение плотности водной фазы достигается введением сухого хлористого кальция. ИЭР сохраняет стабильность в течение 30 суток и фазовую устойчивость в пределах температур от -18°C до +80°C. При проведении лабораторных экспериментов, если при контакте с кислотами ИЭР может расслаиваться на водную и углеводородную фазы, то необходимо подобрать соответствующий состав ИЭР или рекомендовать 0,2-0,5 м объема буферной жидкости. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней углеводородной фазой ИЭР, разрушает ее, и эмульсионный раствор вместе с остатками отработанной кислоты легко выносится из ПЗП. Фильтрационные свойства пласта восстанавливаются или улучшаются, приток нефти в скважину интенсифицируется, в результате чего после проведения ОПЗ скважина быстро выходит на установленный режим работы.

Механизм действия ИЭР обусловлен дисперсным характером, позволяющим эмульсиям избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые пропластки и трещины коллектора, а также его способностью к загущению, структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот - к разжижению при диспергировании с нефтью. Высокая вязкость ИЭР не препятствует глубокому проникновению эмульсии в поровые каналы и трещины пласта, т.к. фильтрация таких систем в большей степени обусловлена структурно-механическими характеристиками, нежели реологическими. Фильтрация ИЭР в водоносные каналы пласта приводит к повышению вязкости эмульсии и затуханию процесса фильтрации воды.

ИЭР позволяет селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабо дренируемые объемы карбонатного коллектора, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи пласта.

После закачивания в скважину ИЭР производится закачка малообъемной буферной оторочки нефти (от 0,2 до 0,5 м3). Это необходимо для предотвращения взаимодействия кислотного состава и ИЭР, так как при их взаимодействии, в зависимости от концентрации кислот в компонентном составе, происходит разрушение ИЭР.

Необходимость закачки буферной оторочки нефти выражается в том, что нефть нейтральна по отношению к применяемой композиции и вызовет лишь незначительное снижение вязкости ИЭР на границе их раздела. Если применять в качестве оторочки минерализованный водный раствор, то взаимодействие воды с ИЭР повлечет за собой увеличение вязкости ИЭР уже в скважине, что уменьшит глубину проникновения ИЭР в пласт.

Закачиваемая далее кислотная композиция нейтральна по отношению к ИЭР. Обработка кислотной композицией низкопроницаемых нефтенасыщенных участков ПЗП вовлекает их в процесс дренирования: способствует увеличению диаметра поровых каналов и проницаемости обрабатываемого участка за счет расщепления горной породы при реакции с основным веществом кислотной композиции. Включаемые в композицию специально подобранные добавки способствуют предотвращению осложнений и скорейшему выводу скважины на режим работы с заданными параметрами.

В изобретении в качестве кислотной композиции можно использовать композицию, содержащую соляную кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническую воду. При этом объемная доля химического состава кислотной композиции составляет, % об.: 30-процентная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода - остальное.

За счет возможности регулирования в широком диапазоне концентрации основного вещества в кислотном составе происходит проникновение кислотного состава в глубь пласта, что способствует увеличению охвата пласта воздействием и образованию новых фильтрационных каналов, а также позволяет предотвратить ряд осложнений, возникающих при осуществлении кислотного воздействия на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин нефтегазовых месторождений.

В кислотную композицию для повышения вязкости можно вводить реагент для загущения. В качестве загустителей можно использовать следующие реагенты: раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), состав с содержанием диэтаноламида (Кокамид ДЭА), окись амидоамина с массовой долей 30,7%, эмульталы различных составов.

Увеличение вязкости при увеличении концентрации Кокамид ДЭА показано на фиг. 1. Растворение Кокамид ДЭА в кислотном составе происходит медленно при интенсивном перемешивании магнитной мешалкой, цвет кислотного состава не меняется. С течением времени (различной для разных концентраций Кокамид ДЭА) раствор приобретает гелеобразную (эмульсионную) непрозрачную структуру со значительным увеличением вязкости системы (визуально вязкость возрастает), впоследствии в растворе происходит образование второй несмешивающейся фазы (небольшого количества). Стабильность раствора уменьшается с увеличением количества Кокамид ДЭА, например в растворе с массовой концентрацией 2,3% Кокамид ДЭА изменение структуры раствора начинается через 5-6 часов после приготовления, полностью раствор распадается на 2 фазы через 14 часов. Состав с массовой концентрацией Кокамид ДЭА 13,5% стабилен на протяжении 2 часов и полностью расслаивается через 6 часов. В составе с массовой концентрацией Кокамид ДЭА 15% гелеобразование начинается практически сразу после растворения большей части диэтаноламида, с этим связано резкое увеличение вязкости, показанное на фиг. 1. При выдерживании составов при температуре 80°C растворы расслаиваются после 20-40 минут.

Для стабилизации полученных растворов можно предварительно растворить перед приготовлением Кокамид ДЭА в гликоле (методика стабилизации описана также в патенте РФ на изобретение №2311439, где указано, что амидная смесь для загущения кислотных составов должна содержать один гликоль). Приготовленный состав 1:1 Кокамид ДЭА - Этиленгликоль добавлен в кислотный состав до содержания хлороводорода 15%. Раствор стабилен в течение 3,5 часов, далее наступает стадия гелеобразования; состав полностью распадается на 2 фазы по прошествии 10 часов.

В качестве растворов кислотных составов с добавлением эмульталов различного состава может быть использован, в частности, эмультал, полученный смешением 50 г 3-диметиламинопропиламина (ДМАПА) и 150 г таллового масла при 160°C, и разбавленный 100 г глицерина. При добавлении в кислотный состав 3,3% указанного эмультала визуально происходит значительное изменение вязкости. Данный состав, приготовленный с содержанием хлороводорода 15%, показывает увеличение вязкости в 2,83 раза и остается стабильным в течение 24 часов.

Для проведения работ по технологии обработки ПЗП необходимо следующее оборудование и материалы:

В качестве стандартного оборудования используют:

1) технологические 73 мм НКТ;

2) подгоночные патрубки из 73 мм НКТ длиной 0.5 м, 1 м, 2 м и 3 м - по 1 шт.;

3) технологическую емкость 15-20 м3;

4) пакер механический (например, типа ПВ-М, П-ЯМО, ПРО-ЯМО и т.п.) с якорем (например, типа ЯГ-1(М) под диаметр э/к);

5) реперный патрубок (1,5÷2 м); 6) перо +73 мм патрубок 2-3 м.

В качестве технологической спецтехники:

1) насосные агрегаты - 1-2 ед. (типа СИН-35 или ЦА-320 с D поршней 115 мм);

2) кислотный агрегат (способный нагнетать при повышенном давлении до 30 МПа) - 2 ед.;

3) автоцистерна - 1 ед.

В качестве материалов и химреагентов, предоставляемых заказчиком работ (недропользователем):

1) товарная нефть (расчетный объем, тн);

2) вода техническая с добавлением 0,1% ПАВ (объем продавки);

3) хлористый кальций (CaCl2) (расчетный объем, тн).

В качестве рабочей жидкости используется минерализованная вода (техническая, жидкость глушения с добавлением 0,05-0,1% ПАВ) в объеме скважины +5 м3 в технологической емкости.

Ниже приведен пример осуществления способа.

Перед приготовлением ИЭР в промысловых условиях провели лабораторные эксперименты с подбором концентраций и состава самого ИЭР с определением параметров (плотность, термостабильность, электропробой и реологические свойства). ИЭР могут быть приготовлены на растворном узле или непосредственно на скважине с помощью агрегатов типа ЦА-320М и с использованием смесительных емкостей и насосов, обеспечивающих подачу и циркуляцию жидкостей, их диспергирование.

В качестве технических средств для приготовления и закачки в пласт эмульсий применяли оборудование:

- Агрегат ЦА-320.

- Автоцистерны для перевозки нефти (дизтоплива и др.), пластовой воды (АЦ-11, 10, 7, 5 и др.).

- Емкости для приготовления и хранения ИЭР.

- Емкость для сбора отработанных жидкостей.

- Пресная вода, пластовая вода, растворы солей NaCl, CaCl2,

Плотность ИЭР, необходимую для проведения технологического процесса, рассчитали следующим образом.

Примерный расчет расхода химреагентов для приготовления 1 м3 ИЭР: нефть или дизельное топливо - 200 л, эмульгатор - 20 л, пресная вода, пластовая вода или солевой раствор с расчетной плотностью - 780 л.

Пример расчета плотности 1 м3 полученного ИЭР: УВ фаза - дизтопливо, легкая нефть (20% об. или 200 л) с плотностью 800 кг/м3 весит 160 кг, эмульгатор (2% об. или 20 л) с плотностью 860 кг/м3 весит 17,2 кг, водная фаза (78% об. или 780 л) с плотностью 1170 кг/м3 весит 912,6 кг, общий вес 1 м3 ИЭР составляет 1090 кг. Плотность готового ИЭР равна 1090 кг/м3 (вес/объем).

Аналогичные расчеты провели с учетом других плотностей ингредиентов. Плотность готового ИЭР регулируется плотностью водной фазы. Термостабильность регулируется концентрацией эмульгатора и также зависит от наличия ПАВ в самой нефти.

Объем ИЭР соответствующей плотности рассчитали индивидуально для каждого объекта исходя из геолого-технических параметров скважины.

Технология приготовления 5 м3 эмульсии: в мерник агрегата ЦА-320 залили 1 м3 дизельного топлива. Затем, при работающем на циркуляции насосе, добавили 100 л эмульгатора. Смесь перемешивали в течение 15 минут. Этим же насосом из второй емкости произвели забор пластовой воды при циркуляции. После доведения объема мерника агрегата до 5 м3 смесь перемешали еще в течение 30 минут до образования однородного состава.

У готового состава определили плотность, термостабильность (в лаборатории) и условную вязкость.

Плотность ИЭР блокирующей пачки должна быть на 0,02-0,03 г/см3 больше плотности основной жидкости, в том числе кислотных составов.

Необходимую плотность ИЭР определили из расчета создания столбом (ИЭР + КС) гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину, рассчитанную по формуле:

ρ=100 (Рпл+КРпл)/Н,

где ρ - плотность жидкости продавки, г/см3;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Н - разность отметок интервала перфорации и устья, м;

К - коэффициент, равный:

- 0,10-0,15 д.ед. при глубине 0-1200 м, превышение гидростатического давления (ГСД) над пластовым, но не более 1,5 МПа;

- 0,05-0,1 д.ед. при глубине 1200-2500 м, превышение ГСД над пластовым, но не более 2,5 МПА;

- 0,04-0,07 д.ед. при глубине выше 2500 м, превышение ГСД над пластовым, но не более 3,5 МПа.

Исходя из существующих схем закачки (ИЭР + кислотный состав) нефтяных скважин с карбонатным коллектором, предлагаются следующие варианты доставки ИЭР до ПЗП. В случае если продуктивный пласт обладает достаточной приемистостью: плотность эмульсии рассчитывается с учетом геолого-технического состояния скважины, скважинная жидкость (далее - СЖ) заменяется обратной эмульсией из расчета приемистости скважины, остальное - оторочка нефти + кислотный состав на глубину подвески НКТ. На фиг. 2 в таблице даны рекомендации по количеству эмульсии, ее необходимой вязкости в зависимости от коэффициента приемистости с сохранением условной вязкости до 500-700 с. При закачке ИЭР скважинная жидкость вытесняется на поверхность и одновременно поглощается пластом. При этом может произойти полная замена СЖ.

Далее перед осуществлением обработки ПЗП по предлагаемой технологии необходимо подготовить скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции:

- спуск колонны НКТ с воронкой или пером до искусственного забоя;

- промывка скважины минерализованным раствором с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ.

В качестве жидкости с высокими пескоудерживающими свойствами использовали 2%-е растворы КМЦ в 5-20% растворах хлористого натрия (также можно использовать раствор хлористого кальция) с добавкой 0,3% гидрофобизатора ЧАС-М (также можно использовать 0,5% растворы полиакриламида (ПАА) на пресной воде с добавками 0,3% ЧАС-М). Растворы готовили на растворном узле. На фиг. 4 показана таблица, характеризующая рецептуры растворов с высокими пескоудерживающими свойствами -ПАА марки ДКС-1030, ORP-40 и др.

Объем продавочной жидкости принимается в объеме насосно-компрессорных труб. Попадание продавочной жидкости в пласт нежелательно, в качестве продавочной жидкости используется нефть, также могут быть использованы минерализованные растворы с добавлением гидрофобизатора - 3% об.

Перед обработкой ПЗП при необходимости производится очистка насосно-компрессорных труб от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Для очистки НКТ от АСПО использовали раствор МЛ-80Б (МЛ-81Б-зимняя форма) 3% концентрацией в воде, который закачивали в НКТ при открытом затрубном пространстве скважины. Время растворения АСПО от 6 до 8 часов. Скважину обрабатывают в коллектор до полного выхода продукта растворения, также скважину можно промыть нефтью посредством обратной промывки.

Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.

При открытой задвижке на межтрубье закачали в колонну НКТ расчетное количество ИЭР и продавили его в межтрубье до верхних перфорационных отверстий.

Закрыли задвижку на межтрубье и продавили ИЭР в ПЗП. Количество и вязкость закачиваемого в пласт ИЭР определяют индивидуально в зависимости от приемистости потенциально водоносных интервалов. Продавку оставшегося ИЭР в пласт выполняют кислотной композицией.

Объемная доля химического состава кислотной композиции, % об.: 30-процентная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода -остальное.

Объем кислотного состава, необходимого для обработки скважин, определяют по одному из вариантов расчета:

1) закачка кислотного состава в объеме 1,6-2,4 м3 (при 12-15% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности пласта, путем разбавления товарной формы водой в соотношении 1:1. Время выдержки состава в призабойной зоне скважины (ПЗС) 2-2,5 часа;

2) закачка кислотного состава в объеме 0,8-1,2 м3 (при 24-26% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности пласта путем закачки товарной формы. Время выдержки состава в ПЗС 0,5-1,0 часа;

3) закачка кислотного состава в объеме 3,2-4,8 м3 (при 6-7% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности, путем разбавления товарной формы водой в соотношении 2 части воды и 1 части кислоты с ПАВ. Время выдержки состава в ПЗП 3,5-4,0 часа.

Для более точного определения времени выдержки кислотного состава в ПЗП проводятся лабораторные эксперименты по растворению образцов породы в разных кислотных составах. Последующие обработки на скважинах проводятся с корректировкой по учету геологического строения карбонатного пласта, полученным результатам обработок по первым трем скважинам и регулированию концентраций основных компонентов кислотного состава.

При продавке кислотную композицию закачивали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ИЭР в пласт установили на уровне максимально возможных величин, но не выше безопасного давления на обсадную колонну.

Открыли задвижку на межтрубье и продавили кислотную композицию до верхних перфорационных отверстий. Эта операция позволяет выдавить из затрубья часть ИЭР, которая осталась там после продавки ее в ПЗП.

Закрыли задвижку на межтрубье и продавили кислотную композицию в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ИЭР, который не реагирует с кислотой. Продавку кислотной композиции в пласт выполнили минерализованным раствором. В случае если рост давления продавки кислоты в пласт превысил допустимый, закачку кислоты необходимо было бы приостановить и дать выдержку на реагирование (5-10 мин под давлением), а затем произвести окончательную продавку кислоты в пласт.

Далее закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину для реагирования кислоты с карбонатной составляющей пласта. Время реагирования составляет 2-4 часа и зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется результатам лабораторных исследований по растворению карбонатного керна кислотной композицией.

Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.

Подняли колонну НКТ, произвели спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу.

Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических исследований по определению коэффициента продуктивности и профиля притока.

При толщинах продуктивного пласта 15 и более метров обработку необходимо повторить.

При этом основные критерии, которыми необходимо руководствоваться при подборе скважин для выполнения технологии кислотной обработки ПЗП с предварительной изоляцией карбонатных трещинно-поровых, кавернозных коллекторов, следующие.

Подбираются скважины, на которых были произведены одна, две или три простые кислотные обработки или кислотные ванны. Нельзя проводить на скважинах, где осуществлялась технология «кавернонакопителей» два и более раз. Нежелательно рекомендовать скважины с обводненностью продукции более 95%. Пластовое давление должно быть не менее 50% от первоначального давления. При наличии заколонной циркуляции жидкости высока вероятность неуспешности данной технологической операции.

Таким образом, основные технологические операции следующие:

1) закачка в колонну НКТ расчетного объема ИЭР и посадка пакера производятся строго в следующей последовательности:

- закачка ИЭР до верхних перфорационных отверстий (расчетный объем);

- посадка пакера (в интервале 10-20 м выше верхних перфорационных отверстий);

- продолжение закачки оставшегося объема ИЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал;

2) закачка в колонну НКТ нефтяной оторочки расчетного объема;

3) продавка находящихся в колонне НКТ жидкостей (ИЭР + нефть) расчетным объемом кислотного состава;

4) продавка находящихся в колонне НКТ жидкостей (ИЭР + нефть + кислотная композиция) технической водой до башмака НКТ;

5) закрыть задвижку на НКТ и оставить скважину для реагирования кислоты с карбонатной составляющей пласта. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными экспериментами по растворению карбонатного керна кислотной композицией.

Эффективность использования данного способа доказана путем применения технологии обработки ПЗП на Пашнинском нефтяном месторождении (регион деятельности ООО «Лукойл-Коми»), результаты которого показаны на фиг. 5. При этом по скважине №806 обводненность добываемой продукции снизилась незначительно ввиду наличия негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 1010-1020 м (данные геофизических исследований скважин ОАО «Коминефтегеофизика» от 21.08.2014).

Таким образом, изобретение позволяет получить дополнительную добычу нефти и повысить эффективность геолого-технологических мероприятий на скважинах за счет снижения доли воды в добываемой жидкости.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, следующего состава, об.%:

эмульгатор 2
углеводородная фаза - дизельное топливо 20
водная фаза остальное

оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП, и кислотной композицией, увеличивающей диаметр поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП, следующего состава, об.%:
30%-ная соляная кислота 63,5
диэтиленгликоль 8,5
уксусная кислота 3,4
гидрофобизатор на основе амидов 1,7
ингибитор коррозии 1,7
техническая вода остальное

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ИЭР способен к увеличению вязкости при взаимодействии с пластовой водой во время фильтрации вглубь пласта и к снижению вязкости при взаимодействии с нефтью.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водной фазы в ИЭР используют пресную или пластовую воду.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водной фазы в ИЭР используют растворы солей.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что используют раствор хлорида натрия или раствор хлорида кальция.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют оторочку нефти объемом от 0,2 до 0,5 м3.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в пласт первой порции гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0 , натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12 , вода с рН=3,4-5,6 100, раствор гипохлорита натрия 6-20. После чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0,натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12, вода с рН=3,4-5,6 100, составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч. 1 табл.
Наверх