СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА Российский патент 2010 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.

Низкая эффективность кислотных обработок заключается в том, что кислота при обработке призабойной зоны пласта попадает преимущественно в нижние, наиболее дренируемые и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальная часть пласта остается нестимулированной. Скорость реакции кислоты с породой в водонасыщенных интервалах очень высокая, а в нефтенасыщенных - слишком низкая (наблюдается эффект смачиваемости), в результате кислота отрабатывается в водонасыщенных прослоях.

При закачке осадкообразующего материала происходит закупорка или снижение проницаемости промытых зон пласта. Закачиваемый вслед за осадкообразующим материалом раствор кислоты проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, так как высокопроницаемые зоны в основном закупорены образовавшимся осадком, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существовавшие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается.

Известен способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку осадкообразующей композиции, выбранной из группы: технический лигносульфонат или технологическая жидкость, содержащая водный раствор солей кальция и сульфитного щелока, или состав, содержащий водный раствор лигносульфоната технического и органические добавки, и кислотной композиции, выбранной из группы: соляная кислота, или смесь соляной и плавиковой кислот, или композицию, содержащую водный раствор соляной и плавиковой кислот, поверхностно-активное вещество, неорганические соли и растворитель, причем осадкообразующую и кислотную композиции берут в соотношении, равном 1:1 соответственно [1]. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым терригенным коллектором.

В то же время другие исследователи [2] отмечают, что в промысловой практике закачиваемые в нагнетательные скважины осадкогелеобразующие композиции, проникая в трещины призабойной зоны пласта, снижают трещинную составляющую приемистости, что само по себе не обеспечивает вовлечения в разработку запасов пористой среды ПЗП вследствие ее кольматации и низких фильтрационных свойств. В результате происходит временное снижение приемистости обработанной скважины и соответственно дебитов жидкости окружающих добывающих скважин. С целью эффективного вовлечения в заводнение низкопроницаемой матрицы пород вслед за осадкогелеобразующей оторочкой в скважину закачивается стимулирующая оторочка. Ее основой является кислотная композиция, целесообразность применения которой обуславливается составом цемента пород.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ кислотной обработки трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью-коагулянтом - отходом производства изопропилбензола, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованного в щелочи отхода волокна или тканей полиакрилонитрила, а затем закачку пресной воды и соляной кислоты, причем в качестве коагулянта отмечено также использование 20%-ного раствора хлористого кальция [3].

Недостатком указанного способа является невозможность эффективного извлечения нефти из гидрофобизированных матриц, поскольку гидрофобная нефтяная пленка, покрывающая поверхность пор, препятствует контакту кислоты с породой, что снижает предсказуемость результатов снижения водопритока и эффективность обработки и, как следствие, приток нефти в скважину.

Также известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке осадкогелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов, не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости их невозможно закачать в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть. Все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года.

Целью изобретения является повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что улучшает проникновение закачиваемой в последующем кислотной композиции более глубоко в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты, возможность использования предлагаемого способа независимо от температуры окружающего воздуха.

Поставленная цель достигается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающем последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 часов и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-5, воду остальное, или смесь, содержащую мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или «Флотореагент-Оксаль Т-66».

В основу настоящего изобретения положена разработка технологического и эффективного способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты. В качестве осадкогелеобразующего агента используют водно-щелочную полимерную композицию ПВВ, которая при взаимодействии в пласте с коагулянтом образует кислотостойкие осадки. Наиболее ценное качество полимерной композиции ПВВ - селективность, она не реагирует с нефтью, поэтому при закачке водных растворов или композиций этого реагента в пласт нефтенасыщенные зоны не блокируются тампонажным осадком и впоследствии легко включаются в разработку. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокообводненных пропластков и зон терригенного коллектора.

Кроме того, за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть - порода - раствор полимера происходит гидрофилизация поверхности с растворением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти. Эти процессы позволяют увеличить степень проникновения водоизоляционного состава в водонасыщенные пропластки и обеспечить более полное его закрепление.

Для предварительной обработки призабойной зоны в качестве органического растворителя могут быть использованы: нефрас А 150/330 (ТУ 38.1011049-87), РКДмф (ТУ 2458-001-75821482-2005), СОНПАР 5402 (ТУ 2458-010-00151816).

Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:

1. Кислота соляная ингибированная, содержащая не менее 24 мас.% HCl, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97;

2. Кислота фтористоводородная, содержащая 50,0 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78;

3. Гидроксохлористый алюминий (ГХА) - отход производства изопропилбензола, получаемый в процессе алкилирования бензола пропиленом путем отмыва реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса растворами хлористого алюминия, выпускается по ТУ 38.302163-94, с содержанием основного вещества 200-300 г/л;

4. Полимерная композиция ПВВ выпускается по ТУ 2216-002-75821482-2006 в жидком виде, представляет собой вязкий водорастворимый полимер акрилового ряда и должен соответствовать показателям качества, указанным в таблице 1;

5. НПАВ - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные (неонол), выпускаются по ТУ 2483-077-05766801-98;

6. Ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной (глинокислота) выпускается по ТУ 6-01-14-78-91.

7. Реагент-Гликойл - смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с блок-сополимерами окисей этилена и пропилена (отходы ПЭГ) выпускаются по ТУ 2422-130-05766801-2003;

8. Флотореагент-оксаль Т-66 - смесь гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров, представляет собой продукт переработки побочных продуктов производства диметилдиоксана, выпускается по ТУ 2452-029-05766801-94 и используется в качестве пластификатора в лакокрасочной промышленности при бурении нефтяных скважин для регулирования свойств буровых растворов на водной основе.

Оптимальное соотношение коагулянта и полимерной композиции найдено опытным путем. Для этого с целью определения осадкогелеобразующей способности полимерной композиции по предлагаемому способу по сравнению с известным проведены лабораторные исследования, результаты которых даны в таблице 3.

Пример 1.

1. Подбор оптимального соотношения коагулянта и полимера.

Для проведения исследований использован ПВВ с содержанием основного вещества 10% и ГХА с плотностью 1204 кг/м³. Согласно проведенным испытаниям соотношение полимерной композиции и коагулянта составило 2:1, 1,5:1 и 1:1. Характеристика полученных осадков представлена в таблице 2.

Прочность образующихся полимерных осадков определяли на приборе Валента. Из таблицы 3 видно, что полимерный осадок, образующийся при взаимодействии ГХА с избытком ПВВ, достигает 100% объема, но при этом уступает по прочностным характеристикам.

2. Влияние кислотных составов на полимерный осадок.

Было исследовано влияние кислотных композиций на образующиеся полимерные осадки. В качестве кислотных композиций использовали 15%-ую ингибированную соляную кислоту и глинокислоту, состоящую из ингибированной соляной кислоты с содержанием основного вещества 15% и фтористоводородной кислоты от 2 до 5%. Исследования проводили при температуре 20°С. Из полученных результатов видно (таблица 3), что применение глинокислоты способствует упрочнению гелеобразного осадка уже через 2 часа.

Пример 2. Примеры конкретного выполнения способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (таблица 4).

ОПЗ №1. Для обработки была выбрана малодебитная высокообводненная скважина (0,1 т/сут и 98,3% обводненности в таблице 4). Произведена предварительная промывка скважины до забоя растворителем Нефрас 150/330 в объеме 2 м³. Эффективная толщина продуктивного пласта составляет 5 м, поэтому расчетные объемы ГХА и полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонолом АФ_9-12 составляет 5 м³. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемому способу проводилась через насосно-компрессорные трубы, нижний конец которых устанавливался на уровне нижней отметки интервала перфорации. Первоначально была закачана 1/3 расчетного объема ГХА, т.е. 1,7 м³, затем буфер пресной воды 0,5 м³. После этого закачан расчетный объем полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонол АФ_9-12 5 м³, снова буфер пресной воды 0,5 м³ и оставшиеся 2/3 объема ГХА (3,3 м³, таблица 4). Далее проводили выдержку на реакцию в течение 24 часов. После закачки буфера пресной воды 0,5 м³ и расчетного объема раствора глинокислоты заканчивали обработку по предлагаемому способу. Выдержали на реакцию не более 4 часов, провели промывку для удаления продуктов реакции и ввели скважину в эксплуатацию.

ОПЗ №2. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию с 0,5 мас.% неионогенного ПАВ - неонола АФ_9-12.

ОПЗ №3. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию без введения неионогенного ПАВ.

ОПЗ №4. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 15, фтористоводородную кислоту - 2,0, растворитель «Реагент-Гликойл» - 30, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ_9-6 - 0,1.

ОПЗ №5. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%:

ингибированную соляную кислоту - 9, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель «Флотореагент-Оксаль Т-66» - 30, полимерная композиция НПАВ Неонол АФ_9-12 - 0,1.

ОПЗ №6. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 3,2, растворитель «Реагент-Гликойл» - 5, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ_9-12 - 0,5.

ОПЗ №7. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель оксаль Т-66 - 5, полимерная композиция с НПАВ - Неонол АФ_9-6 - 0,1.

Обработки по предлагаемому способу кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (ОПЗ №1-7) проведены на обводненных скважинах в зимнее время, при температуре окружающего воздуха минус 5-25°С. Скважины, подвергшиеся воздействию, работали от 5 до 8 месяцев после обработки, суммарная дополнительная добыча нефти составила 2605 тонн, обводненность продукции уменьшилась максимально на 26,1% (таблица 5).

Наиболее эффективно применение способа в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при высокой обводненности добываемой продукции.

Источники информации

1. Патент РФ №2065951, кл. Е21В 43/27, 1996 г.

2. А.И.Куликов. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Нефтепромысловое дело, №10, 2005 г, с.18-25.

3. Патент РФ №2171371 МКИ 21В 43/27, 43/22, 2001 г. - прототип.

Таблица 1 Физико-химические показатели полимерной композиции ПВВ. № п/п Наименование показателей Норма для ПВВ Методы анализа 1 Внешний вид Однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей п.5.2 ТУ 2 Массовая доля сухого вещества, %, не менее 10 п.5.3 ТУ 3 Плотность, кг/м³ 1060-1250 п.5.6 ТУ 4 Вязкость (сСт) при температуре 20°С, не более 20 п.5.4 ТУ 5 pH 8-14 п.5.5 ТУ 6 Температура застывания, °С, не выше Минус 15 п.5.7 ТУ

Таблица 2 Оптимального соотношения коагулянта и полимера. Соотношение растворов ПВВ и ГХА РН осадка Время образования осадка, с Объем осадка, % Характер осадка Визуальные наблюдения через 24 часа Прочность осадка через 24 часа, г 2:1 12 165 80-100 рыхлый рыхлый 990 1,5:1 6 115 100 плотный твердый >2400 1:1 5 53 60-63 резиноподобная масса твердый осадок >2400

Таблица 3 Изменение объема осадка при воздействии кислотных составов. Время выдержки, час Относительный объем осадка Прочность осадка, г 15% HCl HCl+2% HF HCl+3% HF HCl+4% HF HCl+5% HF 0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 440 2 0,67 0,87 0,71 0,71 0,73 >2400 4 0,67 0,83 0,69 0,7 0,68 >2400 24 0,67 0,43 0,48 0,48 0,38 >2400

Таблица 4 Технологические параметры проведенных ОПЗ. № ОПЗ органический растворитель, м³ Осадкогелеобразующая композиция Кислотная композиция, м³ ГХА, м³ пресная вода, м³ ПВВ, м³ НПАВ, м³ пресная вода, м³ ГХА, м³ пресная вода, м³ 1 2       0,005       5 (нефрас А 150/330) 1,7 0,5 5,0 АФ_9-12 0,5 3,3 0,5 (глинокислота) 2 2       0,025       5   (нефрас А 150/330) 1,7 0,5 5,0 АФ_9-12 0,5 3,3 0,5 (глинокислота) 3 2               5   (нефрас А 150/330) 1,7 0,5 5,0 - 0,5 3,3 0,5 (глинокислота)   2       0,006       6 4 (нефрас А 150/330) 2,0 0,5 6,0 АФ_9-6 0,5 4,0 0,5 (мас.%: HCl - 15, HF - 2,0, реагент-Гликойл - 30, АФ_9-6 - 0,1)   2       0,006       6 5 (РКДмф) 2,0 0,5 6,0 АФ_9-12 0,5 4,0 0,5 (мас.%: HCl - 9, HF - 4, реагент-оксаль Т-66-30, АФ_9-12 - 0,1)   2       0,025       5 6 (сонпар 5402) 1,7 0,5 5,0 АФ_9-6 0,5 3,3 0,5 (мас.%: HCl - 12, HF - 3,2, реагент-Гликойл - 5, АФ_9-6 - 0,1)   2       0,005       5 7 (сонпар5402) 1,7 0,5 5,0 АФ_9-12 0,5 3,3 0,5 (мас.%: HCl - 12, HF - 4, реагент-оксаль Т-66 - 5, АФ_9-12 - 0,1)

Таблица 5. Эффективность ОПЗ предлагаемым способом*. № ОП3 Добыча нефти, т/сут Обводненность продукции, % Дополнительная добыча нефти, т Сокращение добычи воды, м³ Продолжительность эффекта, месяцы Примечание до ОПЗ после ОПЗ до ОПЗ после ОПЗ 1 0,1 0,6 98,3 72,2 108 197 7 эффект продолжается 2 0,5 2,2 42,3 35,5 378 179 7 эффект продолжается 3 0,6 1,8 54,4 47,2 312 215 7 эффект закончен 4 0,7 3,5 68,2 60,7 626 763 8 эффект продолжается 5 2,3 3,2 65,2 63.8 113 94 5 эффект продолжается 6 1,7 5,2 97,7 91,6 797 5016 6 эффект продолжается 7 0,9 2,7 82,7 68,1 271 154 5 эффект продолжается Итого: 2605   Примечание: опытно-производственные работы проведены в 2007 г.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи. Способ включает последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции, дополнительную предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 часов и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного. В качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-5, воду стальное, или смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или Флотореагент-Оксаль Т-66. Технический результат - увеличение эффективности способа обработки призабойной зоны терригенного коллектора. 5 табл.

Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающий последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 ч и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-5, воду остальное, или смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или Флотореагент-Оксаль Т-66.