Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, преимущественно трещиновато-пористыми коллекторами, с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (см. а.с. СССР №178678, МПК Е 21 В 43/27, БИ №3, 1993 г.), закачиваемый в интервал фильтра скважины, содержащий соляную кислоту с добавками. При этом в качестве добавок используют алифатический спирт и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
В качестве углеводородного растворителя в данном составе использовано дизтопливо или кубовые остатки производства бутиловых спиртов, а техническую соляную кислоту используют 20%-ной консистенции.
Предлагаемый к использованию состав содержит мало компонентов, но содержащийся в нем алифатический спирт в большом количестве приводит к удорожанию работ, связанных с обработкой призабойной зоны пласта (ПЗП).
Известна также гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора пласта (см. а.с. СССР №861561, МПК Е 21 В 43/27, БИ №33, 1981 г.), предусматривающая закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервале расположения скважинного фильтра, содержащую соляную кислоту с углеводородным растворителем и эмульгатор. При этом в качестве углеводородного растворителя используют дизельное топливо, а в качестве эмульгатора сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанная нефтекислотная эмульсия по содержанию компонентов в составе более близка к предлагаемому и может быть принята в качестве прототипа.
Упомянутая нефтяная эмульсия, обладая повышенной эффективностью в сравнении с аналогом, описанным выше, также содержит дефицитные компоненты - сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла, к тому же многокомпонентная.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа обработки ПЗП с использованием малокомпонентной доступной кислотной эмульсии, по эффективности не уступающей известным аналогам.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал расположения скважинного фильтра состава, содержащего соляную кислоту с углеводородным растворителем, в качестве которого используют дизтопливо, и эмульгатор, с последующим выносом продукции реакции кислоты с породой пласта.
Новым является то, что в упомянутом составе в качестве эмульгатора используют нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, в объеме 1,5-2% на общий объем смеси, при соотношении дизтоплива и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно, при этом перед вводом в смесь соляной кислоты сначала осуществляют полное перемешивание нефти в дизтопливе с использованием гидродиспергирующего устройства, а вынос продуктов реакции кислоты с породой пласта осуществляют путем свабирования или депрессионно-репрессионно волновым методом.
При этом используют дизтопливо выпускаемое ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 38.401-58-80-94, а соляную кислоту 24% концентрации по ТУ 2122-205-00203312-2000.
В качестве эмульгатора используемая нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20% в достаточном количестве добывается на месторождениях нефти Татарстана, в частности в Ново-шешминском месторождении нефти.
При разработке способа с использованием кислотной эмульсии руководствовались следующими соображениями:
1. Применяемая кислотная эмульсия должна отмывать АСПО с поверхности карбонатов.
2. Разрушать водонефтяные эмульсии.
3. Снижать поверхностное натяжение на границе реагирующая кислотная эмульсия - порода.
4. Замедлять скорость реакции кислоты с породой.
5. Способствовать растворению АСПО и удалению продуктов реакции кислоты из пласта.
6. Применяемая технология при осуществлении обработки ПЗП должна быть достаточно простой и обладать надежностью и доступностью используемых материалов.
Способ основан на диспергировании соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытие этих глобул в защитную, не реагирующую с металлом и карбонатом, оболочку с последующей доставкой в глубь пласта и разрушением бронирующей оболочки. При этом бронирование глобул соляной кислоты осуществляется за счет использования ее в качестве дисперсной фазы обратной эмульсии.
Перед началом приготовления нефтекислотной эмульсии сначала определяют дебит и динамический уровень жидкости в скважине, обводненность продукции, а при необходимости профиль притока или приемистости пласта.
После окончания подготовительных работ, заключающихся в доставке необходимого оборудования, емкостей и приспособлений, доставке составляющих материалов, ревизии и опрессовке запорной арматуры.
Приготовление нефтекислотной обратной эмульсии в условиях скважины осуществляют в следующей последовательности.
Расчетное количество нефти 1,5-2% на общий объем нефти перемешивает с расчетным количеством дизтоплива 25-35% по схеме: емкость-агрегат-диспергатор-емкость. Для более равномерного распределения дизтоплива в нефти весь объем смеси перекачивают по несколько раз, например 1-3 раза. Объем нефти и дизтоплива берется из плана работ, в соответствии с указанным вышеотмеченным соотношением.
После полного перемешивания нефти в дизтопливе ее направляют в диспергатор типа «струя в струю», вводят одновременно туда же расчетное количество соляной кислоты в объеме 65-75% с использованием двух насосных агрегатов. При этом производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в 2-3 раза выше агрегата, подающего в диспергатор кислоту.
Для приготовления кислотной эмульсии при отрицательных температурах желательно использовать горячую нефть (40-60С°). При температуре выше 35С° и ниже 20С° градусов обработка не производится.
Объем приготавливаемой эмульсии определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей известной формуле:
Q=πR2HmKн,
где Q - объем приготавливаемой нефтекислотной эмульсии, м3;
R - радиус обработки, м;
Н- мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость, %;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности пласта;
π=3,14.
В зависимости от осложненности пласта АСПО расход нефтекислотной эмульсии для обработки ПЗП обычно составляет 2-2,5 м3/м обрабатываемого интервала.
Обработку призабойной зоны продуктивного пласта осуществляют следующим образом.
После извлечения из скважины насосного оборудования в скважину опускают колонну НКТ до интервала обрабатываемого пласта и его верхний конец снабжают тройником.
Готовую эмульсию расчетного объема закачивают в скважину по колонне НКТ с использованием насосного агрегата при открытой задвижке затрубного пространства. Далее эту эмульсию продавливают безводной нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку до 48 часов. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле:
Q=Qк-Qнкт,
где Q - объем продавочной жидкости, м3;
Qк - объем колонны до текущего забоя, м3;
Qнкт - объем колонны НКТ, м3.
По истечении указанного времени выдержки скважину осваивают, после чего ее сдают в эксплуатацию.
Пример конкретного осуществления способа.
Способ испытывался в промысловых условиях на Ново-Шешминском месторождении нефти, в частности верей-башкирских отложениях нефти, вскрытых бурением скважины на глубине 900 м, толщиной продуктивного пласта 5 м. После эксплуатации скважины в течение 4-х лет ее дебит с 8 т/сут упал до 3 т/сут.
Для обработки ПЗП приготовили нефтекислотную эмульсию из расчета 2 м3 на каждый метр пласта. Всего было приготовлено 10 м3 нефтекислотной эмульсии. Для этого использовалась нефть с содержанием асфальто-смолистых веществ 15% из расчета 2% на общий объем смеси, что составило 0,2 м3.
Соляная кислота (HCl) 24% концентрации - 70%, что в пересчете на объем составила 6,83 м3.
Дизельное топливо - 30%, что в объеме составило 2,94 м3.
Путем тщательного перемешивания нефти с дизтопливом путем диспергирования с использованием гидродиспергатора конструкции ООО «ТН-Бурение» типа «струя в струю», полученную смесь перемешивали с соляной кислотой также с использованием этого же гидродиспергатора.
Полученная нефтекислотная эмульсия не расслаивается в течение 60-70 мин, ее вязкость при 20°С, мм2/с - не более 100, с температурой вспышки, °С - не ниже 40.
В результате многократно проведенных исследований образование новых химических соединений при смешении всех перечисленных компонентов не выявлено.
Далее по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) закачали приготовленную нефтекислотную смесь в интервал продуктивного пласта с использованием насосного агрегата при открытой задвижке межтрубья.
Затем на устье скважины задвижку межтрубья закрыли и нефтекислотную эмульсию продавили безводной нефтью в пласт и оставили скважину в покое на прореагирование на сутки.
Далее вызов притока осуществили с использованием сваба. В результате дебит скважины повысился до 10 т/сут.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.
Способ для его осуществления не требует дефицитных и дорогостоящих материалов, а по эффективности не уступает известным аналогам.
Способ технологичен, не требует для его осуществления разработки нового оборудования.
Широкое его использование на нефтяных промыслах с трудноизвлекаемыми запасами нефти даст ощутимые экономические выгоды.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2014 |
|
RU2583104C1 |
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН | 2016 |
|
RU2623380C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ КАРБОНАТНЫЙ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫЙ КОЛЛЕКТОР | 2013 |
|
RU2531985C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА | 2004 |
|
RU2258803C1 |
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА | 2014 |
|
RU2547191C1 |
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНЫ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ | 2004 |
|
RU2255216C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2012 |
|
RU2494244C1 |
Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа | 2017 |
|
RU2696686C2 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ | 2004 |
|
RU2270913C2 |
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2451174C1 |
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности найдет применение при обработке призабойной зоны продуктивного пласта ПЗП, сложенного карбонатными породами, преимущественно трещиновато-пористыми коллекторами, с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Технический результат - разработка способа обработки ПЗП с использованием малокомпонентной доступной кислотной эмульсии, по эффективности не уступающей известным аналогам. В способе обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающем закачку по колонне насосно-компрессорных труб НКТ в интервал расположения скважинного фильтра состава, содержащего соляную кислоту с углеводородным растворителем, в качестве которого используют дизтопливо, и эмульгатор, с последующим выносом продукции реакции кислоты с породой пласта, в упомянутом составе в качестве эмульгатора используют нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, в объеме 1,5-2% на общий объем смеси, при соотношении дизтоплива и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно, при этом перед вводом в смесь соляной кислоты сначала осуществляют полное перемешивание нефти в дизтопливе с использованием гидродиспергирующего устройства. Вынос продуктов реакции кислоты с породой пласта осуществляют путем свабирования или депрессионно-репрессионно волновым методом. 1 з.п. ф-лы.
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора | 1976 |
|
SU861561A1 |
0 |
|
SU178678A1 | |
Способ обработки призабойной зоны скважины | 1990 |
|
SU1758218A1 |
ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА | 2003 |
|
RU2236576C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ | 1999 |
|
RU2173776C2 |
СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2000 |
|
RU2165011C1 |
US 5427699 А, 27.07.1995. |
Авторы
Даты
2006-11-27—Публикация
2005-01-11—Подача