СПОСОБ ОБРАБОТКИ КОЛЛЕКТОРА, СОДЕРЖАЩЕГО КАРБОНАТНУЮ СОСТАВЛЯЮЩУЮ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/27 

Способ обработки скважин относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке нефтяных пластов известняков, доломитов и песчаников, содержащих карбонатную составляющую (кальцит, мел, доломит) в виде включений или цементирующего материала и направлено на повышение нефтеотдачи пласта.

Известен способ кислотной обработки путем закачки в скважину в призабойную зону аэрированной кислоты с добавками замедлителей реакции (Гейман М.А. , Уголев B.C. и другие. Повышение эффективности кислотных обработок скважин с помощью сухого льда. НТС "Нефтепромысловое дело" N 1, 1964, Обзор зарубежного опыта применения методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. ЦНИИТЭНефтегаз, 1965 г., с. 16). Недостатком данного способа является неглубокое проникновение кислоты в пласт. Известен способ циклической кислотной обработки скважины, включающий закачку в пласт раствора соляной кислоты с последующей обработкой пласта раствором реагента, образующего с карбонатными породами слаборастворимые или нерастворимые в кислоте соединения (авт. св. СССР N 623956, 1978). Недостатком способа является образование дополнительных соединений гипса и силиката кальция, которые, кристаллизуясь на поверхности поровых каналов, уменьшают геометрические размеры каналов и тем самым затрудняют фильтрацию пластового флюида к забою скважины.

Наиболее близким аналогом является способ глубокой обработки коллектора, содержащего карбонатную составляющую, включающий закачку в пласт кислотного состава - соляной кислоты 10-15%-ной концентрации с химическим реагентом - регулятором реакции, например, поверхностно-активным веществом. Способ исключает образование гипса (см. М. Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: "Недра", 1986, с. 113-116).

Задачей изобретения является более глубокая обработка пласта, исключение коррозии нефтепромыслового оборудования и упрощение технологического процесса обработки коллекторов нефти с карбонатной составляющей.

Поставленная задача решается тем, что в способе глубокой обработки коллектора, содержащего карбонатную составляющую, с исключением образования гипса, включающем закачку в пласт кислоты и химического реагента и взаимодействие смеси с карбонатной составляющей, закачку производят одновременно, причем кислоту - соляную или уксусную закачивают по насосно-компрессорным трубам, а химический реагент - кальцинированную соду или бикарбонат натрия закачивают по кольцевому пространству, с последующим смешением их в призабойной зоне с образованием угольной кислоты, растворяющей карбонатную составляющую.

При закачке 5% растворов соляной или уксусной кислот не происходит коррозии оборудования, но достаточно для протекания реакции при смешении с водными растворами кальцинированной соды или бикарбоната натрия в призабойной зоне скважины. Образующиеся при реакции продукты хорошо растворимы в воде, а выделяющаяся угольная кислота H₂CO₃ при последующем продавливании в пласт растворяет карбонатную составляющую (В. Балинт, А. Бан, Ш. Долешал, П.И. Забродин, Я. Терек. Применение углекислого газа в добыче нефти. Москва, Недра, 1977 г., с. 48-49).

Применение предлагаемого способа обработки продуктивного пласта с карбонатной составляющей позволяет производить более глубокую обработку пласта, исключает образование твердой фазы - гипса и, соответственно, способов его извлечения из пласта и упрощает технологический процесс реализации способа в промысловых условиях на скважине.

Экспериментально установлено, что при взаимодействии рекомендуемых реагентов, образующийся продукт реакции растворяет карбонаты (известняк, кальцит, доломит, мел), содержащиеся в породе, улучшает тем самым фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта.

В лабораторных условиях достаточная концентрация растворов соляной или уксусной кислот не превышает 5%, а концентрация растворов кальцинированной соды или бикарбоната натрия составляет 7-8%.

Принцип образования угольной кислоты основан на реакции нейтрализации оснований и кислот, а растворимость карбонатов при прокачке угольной кислоты проверялась экспериментально в лаборатории на образцах мраморной крошки. Реализация способа на скважине осуществляется следующим образом.

Пример 1. Скважина пробурена на глубину 1276 м, обсажена 168 мм эксплуатационной колонной, продуктивный пласт, представленный кизеловским горизонтом турнейского яруса и вскрыт перфорацией в интервале 1253-1265 м. При освоении скважины получен слабый приток нефти с дебитом около 3 куб. м/сут. Применение прямой соляно-кислотной обработки исключалось по причине близкого расположения подошвенной воды. В аналогичных условиях, при освоении скважины, расположенной рядом, применение прямой соляно-кислотной обработки вызвало резкое обводнение продукции. В скважину спустили НКТ диаметром 73 мм, оборудованные турболизатором жидкости и установили на глубине 1255 м. Произвели обвязку наземного оборудования с устьем скважины. Трубное пространство соединили с кислотовозом с насосным агрегатом для закачки кислоты. Затрубное пространство соединили с насосным агрегатом кальцинированной соды. Давление закачки контролировалось по манометрам, установленным на насосных агрегатах, а скорость закачки по расходу растворов в емкостях. Закачкой 5% раствора соляной кислоты определяется начальная приемистость скважины, которая составляет 5 куб. м/час, при давлении нагнетания 70 атм. Далее приступают к закачке с технологическим режимом: расход 5% раствора кислоты 1 куб. м/час, расход 7% раствора кальцинированной соды 5 куб. м/час. Общий объем закачанного рабочего агента составил 120 куб. м. Оставшиеся растворы из НКТ и затрубного пространства продавливают из скважины в пласт. Скважину осваивают известным способом.

Пример 2. Участок нефтяной залежи, вскрытый шестью скважинами, причем центральная скважина является нагнетательной. Средняя глубина скважин составляет 1250 м. Залежь нефти приурочена к кизеловским отложениям турнейского яруса, представлена литологически карбонатным пластом. В процессе эксплуатации пяти скважин, пластовое давление в течение трех лет снизилось со 105 атм. до 70 атм., отбор продукции по пяти эксплуатационным скважинам превышал объем нагнетаемой воды в центральную нагнетательную скважину. Для увеличения приемистости нагнетательной скважины производится закачка предлагаемым способом, при этом происходит растворение карбонатов по простиранию пласта. Объем закачки химреагентов применительно к условиям Ромашкинского нефтяного месторождения составляет 1000...1500 куб. м, что способствует постепенному увеличению приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при обработке нефтяных пластов известняков, доломитов и песчаников, содержащих карбонатную составляющую - мел, кальцит, доломит, в виде включений или цементирующего материала и направлено на повышение нефтеотдачи пласта. Способ заключается в закачке в пласт одновременно соляной или уксусной кислоты по насосно-компрессорным трубам и кальцинированной соды или бикарбоната натрия по кольцевому пространству с последующим смешением их в призабойной зоне с образованием угольной кислоты, растворяющей карбонатную составляющую. Технический результат: увеличение глубины обработки пласта, повышение нефтеотдачи пластов, исключение коррозии нефтепромыслового оборудования и упрощение технологии обработки коллектора.

Способ глубокой обработки коллектора, содержащего карбонатную составляющую, с исключением образования гипса, включающий закачку в пласт кислоты и химического реагента и взаимодействие смеси с карбонатной составляющей, отличающийся тем, что закачку производят одновременно, причем кислоту - соляную или уксусную закачивают по насосно-компрессорным трубам, а химический реагент - кальцинированную соду или бикарбонат натрия закачивают по кольцевому пространству, с последующим смешением их в призабойной зоне с образованием угольной кислоты, растворяющей карбонатную составляющую.