СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта добывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяных пластов [1] . Способ заключается в закачивании в пласт соляной или плавиковой кислот с целью увеличения проницаемости призабойной зоны путем растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов. Основным недостатком существующего способа является нарушение селективности обработки в результате постоянного расширения высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и глин, в то время как низкопроницаемые зоны остаются неохваченными.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта образуемым в пласте пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2].

В известном способе пена в высокопроницаемых зонах пласта образуется в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. При последовательной закачке газа и кислоты произойдет их смешение на границе газ-кислотный раствор, что может привести к уменьшению проникновения кислотного раствора в низкопроницаемые зоны пласта и тем самым к уменьшению охвата обработкой по глубине пласта.

Кроме того, требуется проведение дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину, и получение устойчивой пены в порах зоны пласта.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата обработкой по глубине пласта, а также упрощение процесса обработки. Цель достигается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта изоляцию высокопроницаемых зон пласта образуемым в пласте пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором осуществляют путем последовательной закачки в скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора с добавкой 0.05-0.2 масс % полиакриламида. Кроме того, перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую нефть в количестве 0,05-0,1 объема кислотного раствора, а массовую концентрацию средней соли угольной кислоты определяют на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений.

При последовательной закачке водного раствора средней соли угольной кислоты и кислотного раствора не происходит их преждевременное смешение в стволе скважины, т. к. перед закачиваемым кислотным раствором легкая нефть играет роль буфера-разделителя.

Закачиваемые пенообразующий и кислотный растворы являются ньютоновскими жидкостями, что способствует проникновению их, в первую очередь, в высокопроницаемый пропласток, где в результате химической реакции между ними происходит генерация пены за счет выделения углекислого газа CO₂. Временное блокирование высокопроницаемого интервала образовавшейся в ходе реакции пеной отклоняет поток рабочей жидкости - кислотного раствора в направлении к низкопроницаемому пропластку, что обеспечивает селективность способа и увеличение охвата обработки по толщине и глубине пласта. Добавляемый в водный раствор соляной кислоты полиакриламид (ПАА) выполняет две функции: служит пенообразователем на этапе блокирования высокопроницаемого интервала, а на этапе собственно кислотной обработки за счет придания кислотному раствору вязкоупругих свойств способствует большему охвату низкопроницаемого пропластка в процессе обработки.

В качестве кислотного раствора используется водный раствор ингибированной соляной или глинокислоты.

В качестве средней соли угольной кислоты может быть использован, например, карбонат кальция, карбонат натрия. При этом карбонат натрия закачивают в скважину в виде водного раствора, а карбонат кальция в виде эмульсии в нефти.

Необходимое количество средней соли угольной кислоты для генерации пены в пластовых условиях определяется на основе потребной концентрации кислоты из стехиометрических соотношений. Общее количество закачиваемого кислотного раствора складывается из его объема, необходимого для реакции генерации пены и объема, необходимого для растворения карбонатов или силикатов породы в зоне обработки (т.е. собственно кислотной обработки).

Способ проверен в лабораторных условиях на двухпластовой модели пласта. Проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0.1 мкм², высокопроницаемого 1 мкм². Длина моделей составляла 0.5 м, диаметр 0.03 м. Пористая среда была представлена кварцевым песком различной фракции с добавками глины монтмориллонитовой группы (4%) и карбонатной пыли (40%). На первом этапе опытов модель насыщалась нефтью и устанавливалось распределение фильтрационного потока R₁ (R₁=Qв/Qн, где Qв, Qн - соответственно расходы жидкости в высокопроницаемом и низкопроницаемом пластах). На втором этапе эксперимента в модель подавались водный раствор карбоната натрия, разделитель (легкая нефть) и водный раствор соляной кислоты и вновь устанавливалось распределение фильтрационного потока R₂. Для возможности сравнения результатов также были проведены эксперименты по прототипу. Общий объем растворов реагентов не превышал 0,3 объема пор пласта. Результаты приведены в таблице 1.

Как видно из приведенных данных, применение способа позволяет существенно увеличить поступление жидкости в низкопроницаемый пласт. Сравнение показывает, что эффективность способа превышает эффективность прототипа в диапазоне концентраций полимера в водном растворе соляной кислоты 0.05 -0.2% и при использовании разделителя в объеме 0.05-0.1% от объема соляной кислоты. При этом соотношение закачиваемых объемов компонентов в процентах от общего объема закачки следующее: водный раствор средней соли угольной кислоты (карбонат кальция) - 20%, легкая нефть (разделитель) - 0.08%, водный раствор соляной кислоты - 79.92%, концентрация соляной кислоты в водном растворе-15%.

Во второй серии экспериментов оценивалась эффективность кислотных обработок, проведенных по предлагаемому способу и прототипу. Эксперименты проводились при соответствующих первой серии экспериментов концентрациях полимера в кислотном растворе и объемах разделителя. Для этого в первом случае после кислотной обработки на вход колонки подавалась нефть и производилась фильтрация, а на выходе модели фиксировалось изменение расхода жидкости и определялась средняя проницаемость модели пласта и ее отношение к первоначальной проницаемости - К₀. Результаты приведены в таблице 2. Как видно из таблицы, предложенный способ по К₀ значительно превосходит прототип (1.6 против 1.3).

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. Первоначально на основании литологии призабойной зоны и потребного количества жидкости для образования пены рассчитывают концентрацию кислоты и средней соли угольной кислоты в водных растворах. На растворном узле или на устье скважины готовят водный раствор средней соли угольной кислоты и кислотный раствор. Водный раствор средней соли угольной кислоты посредством насосного агрегата (например, ЦА-320) нагнетается в насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых устанавливается у верхних дыр фильтра. Затем в НКТ нагнетается легкая нефть и кислотный раствор с добавкой ПАА. В результате смешения кислотного и водного растворов в высокопроницаемом пропластке призабойной зоны скважины образуется блокирующая интервал пена и, очередная порция нагнетаемого следом раствора кислоты отклоняется в направлении к зоне обработки.

В результате селективного временного блокирования высокопроницаемого пропластка генерируемой в пласте пеной происходит более эффективный отвод раствора соляной кислоты в направлении к зоне обработки, благодаря чему существенно увеличивается охват обрабатываемого интервала и повышается производительность скважины после обработки.

Литература
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. М.: Недра. 1983. С. 138 -151.

2. Патент US 3612179, 1971.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта добывающих и нагнетательных скважин. В способе кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта изоляцию высокопроницаемых зон пласта образуемым в пласте пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором осуществляют путем последовательной закачки в скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора с добавкой 0,05 - 0,2 мас.% полиакриламида. Кроме того, перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую нефть в количестве 0,05 - 0,1 объема кислотного раствора, а массовую концентрацию средней соли угольной кислоты определяют на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата обработкой по глубине пласта, а также повышение селективности обработки. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта, образуемым в пласте ценным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором, отличающийся тем, что изоляцию высокопроницаемых зон пласта и обработку низкопроницаемых зон пласта осуществляют путем последовательной закачки в скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора, при этом кислотный раствор содержит 0,05 - 0,2 мас.% полиакриламида и перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую нефть в количестве 0,05 - 0,1 объема кислотного раствора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что массовую концентрацию средней соли угольной кислоты определяют на основе концентрации кислоты в кислотном растворе из стехиометрических соотношений.