СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта путем закачки состава, состоящего из соляной кислоты, неионогенного пенообразующего поверхностно-активного вещества, ацетона и воды (см. Авт. свид. СССР N 1513131, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1989 г.).

Однако указанный состав эффективен при обработке лишь карбонатных коллекторов и не может применяться для обработки призабойных зон низкопроницаемых полимиктовых и заглинизированных коллекторов.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта закачкой состава, включающего соляную кислоту, газолин и двууглекислый натрий (см. Авт. свид. СССР N 775299, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1980 г.).

Однако реализация состава путем закачки его после смешения на устье скважины газолина с введенным в него двууглекислым натрием и соляной кислоты приводит к следующим недостаткам: двууглекислый натрий, не растворяющийся в газолине, будет оседать, что приводит к изменению концентрации двууглекислого натрия и понижению эффективности обработки призабойной зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки состава, содержащего соляную кислоту, поверхностно-активное вещество, ацетон и воду (см. Авт. свид. СССР N 1320399, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1987 г.).

Известный способ недостаточно эффективен для обработки призабойной зоны низкопроницаемых полимиктовых и заглинизированных коллекторов.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющий за счет комплексного воздействия на призабойную зону, сложенного терригенными породами с включениями карбонатных и глинистых составляющих, осложненных остатками бурового раствора и асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, увеличить производительность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.

Поставленная задача решается путем создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки кислотного состава, включающего дополнительную закачку щелочного состава с последующей выдержкой, причем кислотный состав содержит соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, растворитель и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота или смесь соляной и плавиковой кислот - 7,0 - 20,0
Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 - 0,5 - 10,0
Растворитель - 1,0 - 40,0
Вода - Остальное,
а щелочной состав содержит Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, карбонат натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 - 0,1 - 5,0
Карбонат натрия - 5,0 - 25,0
Вода - остальное.

Для приготовления кислотного состава используют
соляную кислоту по ТУ 6-01-04689381-85-91, ТУ 6-01-714-87, ТУ 39-05765670-ОП-212, смесь соляной и плавиковой кислот по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 6-02-14-13-91;
Неонол АФ9-12 и Неонол АФ9-6 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена берут по ТУ 38.507-63-300-93;
в качестве растворителя берут
- отработанный растворитель производства тиосодержащего полиэфира ТПМ-2 полимера, представляющий собой спиртоводную смесь, выпускающийся по ТУ 38.303-04-25-94, ТУ 38.403-610-89,
- водно-метанольную фракцию - побочный продукт кубового остатка диметилфосфита в производстве фосфористой кислоты технической, представляющий собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 70-80%, СТП 145-95, метанол технический по ГОСТ 2222-78,
- спирт этиловый технический по ГОСТ 18300-87, ГОСТ 17299-78,
- спирт пропиловый технический по ГОСТ 9805-84, ТУ 6-09-783-76;
- карбонат натрия берут по ГОСТ 83-79, ГОСТ 84-66.

После закачки кислотного состава в призабойную зону, способствующего растворению пород, слагающих призабойную зону, если есть глинистые включения, то берут смесь соляной и плавиковой кислот, одновременно происходит отмыв и растворение асфальтено-смоло-парафиновых отложений. Далее закачивают щелочной состав, который нейтрализует остатки кислотного состава, при взаимодействии кислотного и щелочного растворов выделяется CO₂, который, частично растворяясь в воде, разрушает некоторые виды цемента и породы пласта, одновременно в присутствии CO₂ снижается набухаемость глинистых частиц. Кроме того, выделение газообразного CO₂ приводит к образованию многофазной системы, которая эффективно вытесняет диспергированные глинистые частицы породы.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта увеличить ее проницаемость.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

После выбора скважины для обработки в нее закачивают кислотный состав в количестве 1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта и продавливают его буфером в призабойную скважину. Далее закачивают щелочной состав в количестве 1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, который также продавливают водой при обработке нагнетательной скважины и нефтью при обработке добывающей скважины. Проводят выдержку от нескольких часов до нескольких суток. Время выдержки зависит от условий обработки и состояния призабойной зоны пласта. После обработки нагнетательной скважины закачивают вытесняющий агент, а после обработки добывающей скважины отработанный раствор обработки вместе с продуктами реакции извлекают из скважины, а затем пускают ее в эксплуатацию.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры определения эффективности заявляемого способа в лабораторных условиях по показателю изменения проницаемости.

Исследования проводят на насыпных моделях длиной 18 см и поперечным сечением 2,5 см², заполненных кварцевым песком, с добавлением 10% глины или 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего проводят обработку, далее проводят вытеснение нефтью. В другом варианте после закачки нефти приводят вытеснение ее водой, затем проводят обработку, после чего опять проводят вытеснение водой.

Пример 1 (заявляемый способ).

В модель последовательно закачивают кислотный состав, состоящий из 7,0 мас. % соляной кислоты, 5,0 мас.% Неонола АФ9-12, 40,0 мас.% отработанного растворителя производства тиосодержащего полиэфира ТПМ-2 полимера и 48,0 мас.% воды, щелочной состав, состоящий из 1,0 мас.% Неонола АФ9-12, 5,0 мас. % карбоната натрия и 94,0 мас.% воды. Проницаемость увеличивается до и после обработки на 9,1% (см. табл., пример 1).

Аналогичным образом проводят обработку других моделей, варьируя компоненты составов и их количественное содержание (см. табл., примеры 2 - 28).

Пример 29 (прототип).

В модель пласта закачивают 15,0 мас.% соляной кислоты, 1,0 мас.% поверхностно-активного вещества - МЛ2-72, 30,0 мас.% ацетона и 54,0 мас.% воды. Проницаемость модели уменьшается на 62,2% (см. табл.).

Из представленных в таблице данных видно, что при обработке призабойной зоны нефтяного пласта заявляемым способом достигается увеличение проницаемости призабойной зоны на 9,1 - 96,7%, что позволяет увеличить производительность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта относится к нефтегазодобывающей промышленности. В основу изобретения положена задача создать эффективный способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющий за счет комплексного воздействия на призабойную зону, сложенного терригенными породами с включениями карбонатных и глинистых составляющих, осложненных остатками бурового раствора и асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, увеличить производительность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поставленная задача решается разработкой способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки кислотного состава, где дополнительно закачивают щелочной состав с последующей выдержкой его, причем кислотный состав содержит соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот 7,0-20,0 %, Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 0,5-10,0 %, растворитель 1,0-40,0 %, вода остальное, а щелочной раствор содержит Неонол АФ9-6 или АФ9-12, 0,1-5,0, карбонат натрия 5,0-25,0%, вода остальное. 1 табл.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки кислотного состава, отличающийся тем, что дополнительно закачивают щелочной состав с последующей выдержкой, причем кислотный состав содержит соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, растворитель и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота или смесь соляной и плавиковой кислот - 7,0 - 20,0
Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 - 0,5 - 10,0
Растворитель - 1,0 - 40,0
Вода - Остальное
а щелочной состав содержит Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, карбонат натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 - 0,1 - 5,0
Карбонат натрия - 5,0 - 25,0
Вода - Остальноеп