Способ обработки призабойной зоны пласта Российский патент 2023 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 E21B49/00 C09K8/74 C09K8/52 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для обработки призабойной зоны пластов с низкой проницаемостью, также пластов, осложненных глубокой, плотной кольматацией внесенными в них частицами и отложениями.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислоты через скважину в зоне продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-1306-86. Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.; Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г. ).

Недостатками данного способа являются его низкая эффективность в условиях наличия в скважине асфальтенов и парафина, т.е., асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), а также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.

Известен способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя и кислотных реагентов (Б.З. Сергеев и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин, «Нефтепромысловое дело», 1978 г., №8 с. 12-13).

Углеводородный растворитель фильтруется в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта, отмывает АСПО и, кроме того, снижает вязкость нефти. Обработка углеводородным растворителем обеспечивает в призабойной зоне создание повышенной углеводородонасыщенности и увеличивает фазовую проницаемость по нефти.

Недостатком данного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции путем депрессионного воздействия, а кислотный реагент содержит, масс. %: галоидоводородную кислоту 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту 8,0-85,0, ПАВ 0,2-5,0, комплексообразователь 0,1-1,0, воду остальное (патент RU 2467164, МПК Е21В 43/27, С09К 8/74, опубл. 20.11.2012, бюл. №32).

В способе дополнительно перед проведением обработки на образцах керна в лабораторных условиях проводят серию экспериментов, позволяющих выбрать оптимальный состав обрабатывающего средства с учетом минералогических особенностей пласта и насыщающих его пластовых флюидов. Эффективность кислотной стимуляции достигается за счет предотвращения образования асфальто-смолистых отложений, снижения коррозионной агрессивности состава, снижения скорости растворения горной породы, высокой поверхностной активности на границе с нефтью.

Недостатком известного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов, доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя, кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активное вещество или поверхностно-активные вещества, с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами (патент RU 2140531 С1, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999), который принят за прототип.

Недостатком известного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.

По результатам фильтрационных экспериментов по воздействию на модели пласта различными глинокислотными составами в условиях кольматации механическими примесями установлено, что закачка композиций ГКК-2 ОПИ и ГК МЛ с высоким содержанием плавиковой кислоты (5-10%) приводят к дезинтеграции породы и уносу механических примесей при дальнейшей фильтрации вод после обработки на выходную из кернодержателя линию с последующей закупоркой этой линии и, остановке фильтрации через систему на последующих стадиях. Основной причиной подобного характера воздействия на породу является несовместимость рецептуры композиции с горной породой исследуемого объекта. Высокое содержание фтористого водорода приводит к интенсивному растворению горной породы и ее разрушению.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет применения оптимального объема и состава кислотных композиций и растворителей для условий скважин с терригенным коллектором, осложненных кольматацией АСПО и мелкодисперсными частицами.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта, включающем

определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов,

доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя и кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активного вещества (ПАВ), с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению,

выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами, состоящими из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,

определяют по ранее проведенным лабораторным исследованиям минералогический, фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,

определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины,

на основании разработанных шаблонов - таблиц рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах,

определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты,

по результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции,

по таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами,

промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью,

последовательно проводят

закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,

закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,

закачку в скважину растворителя,

закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,

закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,

закачку глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5,

продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества,

далее обеспечивают технологическую выдержку в течение не менее 1 часа,

затем продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии,

скважину запускают в работу.

Способ может быть реализован следующим образом.

Для обработки используют добывающую скважину со сниженной продуктивностью, или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией, в течение не менее 5 месяцев. В данной скважине определяют зону, где имеется повышенный скин-фактор, вызванный повреждением призабойной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей. Далее, по ранее проведенным лабораторным исследованиям определяют минералогический, фракционный состав пород, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) выбранной скважины.

Также определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде из скважин на участке выбранной скважины.

Для определения массы потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины, применяются разработанные шаблоны - таблицы. Шаблон-таблица №1 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению количества взвешенных частиц (КВЧ) подготовлен при использовании следующих объемов компонентов с заданными параметрами:

- объём закачки ППД после последней ОПЗ, м³ 10000 - с КВЧ, г/л 0,06 - концентрация HCl, д.е. 0,15 - плотность HCl, кг/м³ 1072,6 - концентрация HF, д.е. 0,028 - плотность КС HCl+HF, кг/м³ 1085

Шаблон-таблица №1 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению КВЧ

Шаблон-таблица №2 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению солеобразований разработан применительно к Ромашкинскому месторождению, Кыновский + Пашийский горизонты (объём прокаченной воды по каждой скважине после последней ОПЗ составляет более 1000 м³).

Шаблон - таблица №2 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению солеобразований

Далее определяют процентное содержание глинистой фракции в породе коллекторах, и по полученным данным рассчитывают требуемый объем соляной кислоты.

По результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносятся данные в разработанный в Татнефти отечественный симулятор кислотной обработки и по специальной программе рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции.

С целью определения совместимости состава для обработки пласта используются результаты исследований воздействия применяемых в настоящее время химических реагентов на составляющие пласт породы, нефть и воду.

По результатам ранее проведенных лабораторных исследований было установлено, что кислотные композиции проявили признаки несовместимости с пластовыми флюидами и между собой. Для учёта результатов физико-химических исследований при составлении дизайнов была разработана таблица перекрестной совместимости реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны пластов на Ромашкинском месторождении ПАО «Татнефть».

Результаты исследований приведены ниже, в таблице 3.

Таблица 3 - Таблица перекрестной совместимости химических реагентов Наименование химических реагентов HCL 15% НГТ -9030 ГКК-2 ОПИ ГК +МЛ Интат-1 ТП -РПН Интат-1 Н Н Н Н П/С П/С ТП -РПН Н Н Н С П/С П/С ЖГ РН РН РН РН РН РН Нефть Н Н Н Н С С Вода С Н С С С С

Примечание: Результаты совместимости: Н - несовместимы, С - совместимы, РН-риски несовместимости, П/С-подобный состав, с аналогичными химическими свойствами.

Ниже приведено полное наименование химических реагентов в таблице 3:

ГКК-2 ОПИ - Глинокислотная композиция;

ГК МЛ - Глинокислотная композиция марки;

НГТ-9030 - Кислотная композиция;

АСПО «ИНТАТ-1 - Растворитель АСПО;

ТП-РПН 9 - Растворитель;

ЖГ - Жидкость глушения.

Исходя из результатов исследований скважины, в соответствии с данными таблицы 3, определяют оптимальную композицию химических реагентов перекрестной их совместимости, применяемых при обработке призабойной зоны для выбранной скважины конкретного месторождения. Далее, по таблице 3 перекрёстной совместимости реагентов определяют количество разделяющих (буферных) пачек между химическими реагентами.

Далее, последовательно проводят закачку в скважину следующих сред:

буферной технологической жидкости,

ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,

буферной технологической жидкости,

растворителя (например, растворитель-парафинов нефтяной(РПН)),

буферной технологической жидкости,

ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации.

Далее проводят закачку глинокислотной композиции (рецептура), содержащей об. %: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активное вещество 1,5.

Завершается процесс продавкой технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% ПАВ.

Осуществляется технологическая выдержка в течение не менее 1 часа, далее продукты реакции продавливаются вглубь пласта или извлекаются промывкой.

В качестве примера, в таблице 4 приведен пример дизайна при кольматации пласта АСПО и механическими примесями на глубину 0,5 м.

Таким образом, применение совместимых с флюидами скважины химических реагентов, а также использование результатов шаблонов для определения требуемого их объема существенно повышает эффективность обработки призабойной зоны скважины при одновременном снижении продолжительности обработки и объема закачиваемых реагентов.

Таблица 4 - Дизайн при кольматации пласта АСПО и механическими примесями на глубину 0,5 м. № Этап работ Объем 1. Нормализация забоя 2. Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость) 0,5 м³/м 3. Закачка ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации 0,5 м³/м 4. Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость)* 0,5 м³/м 5. Закачка растворителя 1 м³/м 6. Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость)* 0,5 м³ 7. Закачка ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации 1 м³/м 8. Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость) ** 0,5 м³ 9. Закачка глинокислотного состава 1 м³/м 10. Продавка жидкостью глушения/технической водой V_НКТ-ИП + 2 м³ 11. Технологический отстой 1 час - *- не требуется, если растворитель совместим с солянокислотным составом
**- не требуется, если солянокислотный состав совместим с глинокислотным составом

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами. Определяют по лабораторным исследованиям минералогический и фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства скважины. Определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины. Рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах. Определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты. По результатам лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции. По таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами. Промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью. Последовательно проводят закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации, буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты и растворителя, растворителя, при необходимости буферной технологической жидкости, ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации, глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5. Осуществляют продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества и технологическую выдержку не менее 1 часа. Продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии и запускают скважину в работу. 4 табл.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий

определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов,

доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя и кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активное вещество, с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, отличающийся тем, что

выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами, состоящими из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,

определяют по ранее проведенным лабораторным исследованиям минералогический и фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,

определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины,

на основании разработанных шаблонов - таблиц рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах,

определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты,

по результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции,

по таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами,

промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью,

последовательно проводят

закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,

закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,

закачку в скважину растворителя,

закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,

закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,

закачку глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5,

продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества,

далее обеспечивают технологическую выдержку не менее 1 часа,

затем продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии,

скважину запускают в работу.