Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт Российский патент 2024 года по МПК E21B43/25 E21B37/06 E21B43/16 

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта кислотными составами и может быть использовано для увеличения притока пластовой нефти в скважины, с помощью которых ведется разработка нефтенасыщенных карбонатных пластов.

Технологии закачки в карбонатные пласты или в коллекторы с карбонатными включениями раствора соляной кислоты в классическом виде описаны во многих учебных пособиях и монографиях, в частности в справочнике авторов: Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М: Недра, 1983. - 312 с. На стр. 17 указывается то, что для организации повышенного давления на забое скважины используется пакер, герметизирующий кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонной. Пакер защищает обсадную колонну не только от воздействия высокого давления, но и контакта обсадной колонны с соляной кислотой, имеющей высокую коррозионную активность.

Движение соляной кислоты высокой концентрации по колонне НКТ с целью ее доставки в продуктивный нефтяной пласт вызывает повышенную коррозию стальных труб, что значительно снижает срок их безопасной эксплуатации. Как правило, нефтяники для закачки в пласт используют кислоту 12-15% концентрации, но в некоторых условиях необходим раствор с повышенным содержанием хлористого водорода - в пределах 20-24%.

Описанная выше техническая проблема решена по патенту РФ на изобретение №2793999 «Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта» (опубл. 12.04.2023, бюл. №11). Соляная кислота 22-25% концентрации на устье скважины отбирается передвижным насосным агрегатом типа ЦА-320 из емкости кислотовоза при атмосферном давлении и подается в трубный контейнер с двумя обратными клапанами, находящимися в верхней и нижней части контейнера. Трубный контейнер находится в скважине в подвешенном состоянии от устья до расчетной глубины. Далее идет закрепление пакера и наращивание колонны НКТ для спуска контейнера в зону продуктивного пласта.

Закачка в обводненный нефтяной пласт соляной кислоты с повышенной концентрацией 22-25% часто не приводит к повышению проницаемости и продуктивности карбонатного по составу пласта по двум причинам:

- пласт в зоне влияния скважины длительное время находился в эксплуатации, в ее призабойной зоне шла интенсивная фильтрация нефти и воды, вследствие чего на поверхности пород сформировался адсорбционный слой из тяжелых компонентов нефти: асфальтенов, смол и парафинов (АСПВ), которые будут препятствовать проникновению соляной кислоты к карбонатной породе;

- в порах, кавернах и трещинах породы находится пластовая вода, которая при смешении с соляной кислотой будет снижать концентрацию кислоты в растворе; в свою очередь это приведет к снижению эффективности кислотного воздействия на призабойную зону пласта.

Повышение концентрации хлористого водорода в растворе с водой с 10% до 30% приводит к росту скорости растворения карбонатов (мрамор, кальциты и известняки) в 2-3 раза. Эти экспериментальные данные приведены в работах:

1. стр. 50, таблица 11 книги: Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - Изд-во «Недра», 1970. -280 с; 2. стр. 319, рисунок 4.13 книги: Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 711 с.

Смешение закачиваемой соляной кислоты с концентрацией 22-46% с пластовой водой ведет к снижению концентрации основного вещества в растворе - хлористого водорода в 2 и более раз. Концентрация соляной кислоты будет снижаться по мере ее радиального продвижения вглубь пласта. По этой причине не удается достичь доставки высококонцентрированной кислоты в отдаленные точки призабойной зоны пласта с целью образования новых фильтрационных каналов в виде червоточин и повышения проницаемости этих зон пласта.

С учетом существующего смешения кислоты и пластовой воды возникает техническая необходимость повышения концентрации хлористого водорода в растворе соляной кислоты до 50-99%. Это невозможно при атмосферных условиях хранения и перевозки соляной кислоты в емкостях кислотовозов. Известно, что при создании парциального давления в 1 атм (10⁵ Па) хлористого водорода над водой в 1 литре воды можно растворить лишь 525 литров этого газа с образованием 46% соляной кислоты в массовом соотношении компонентов.

Технический результат по изобретению заключается в обеспечении поступления высококонцентрированной соляной кислоты к поверхности карбонатных пород, с поверхности которых произошло удаление асфальтосмолопарафиновых веществ.

Технический результат достигается тем, что в способе закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт, заключающемся в доставке концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами, согласно изобретению соляная кислота с концентрацией 46-99% закачивается в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях, и вытесняется из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом верхний клапан открывается при создании давления, равном начальному давлению в сосуде с кислотой, а нижний клапан открывается при создании давления, равном сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере.

Доставка кислоты с концентрацией выше 46% решает и вторую техническую проблему кислотных обработок высокообводненных карбонатных пород - при смешении кислоты с пластовой воды выделится значительное количество тепловой энергии, а температура раствора повысится до 100°С и выше. Высокотемпературное воздействие на АСПВ приведет к их частичному распаду и переходу парафиновых соединений в жидкое состояние, этим откроется доступ соляной кислоты к поверхности карбонатной породы.

На фиг 1. изображен процесс заполнения под давлением контейнера на устье скважины соляной кислотой с концентрацией выше 46%. На фиг. 2 приведена схема подачи кислоты из контейнера в продуктивный карбонатный пласт.

На фиг. 1 и 2 обозначены условными позициями: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - контейнер для кислоты повышенной концентрации, 3 - верхний клапан контейнера, 4 - нижний клапан контейнера, 5 - передвижной насосный агрегат, 6 - сосуд с кислотой под избыточным давлением, 7 - расходомер жидкости в кислотостойком исполнении, 8 - колонна НКТ, 9 - раскрытый пакер, 10 - соляная кислота, 11 - инертная жидкость, 12 - продуктивный карбонатный пласт.

Клапаны 3 и 4 в составе контейнера 2 являются стандартными обратными клапанами и способны пропускать жидкость только сверху вниз по вертикали скважины при создании избыточного давления, превышающем давление соляной кислоты в сосуде 6.

Способ осуществляют выполнением следующей последовательности операций:

1. Контейнер 2 заданного объема формируется трубами необходимого диаметра и общей длины с двумя обратными клапанами, которые открываются в направлении сверху вниз при создании давления, превышающем давление перекачиваемой соляной кислоты из сосуда 6. Например, для доставки в пласт кислоты с концентрацией 46-99% в объеме 1 м³ необходим контейнер из труб с внутренним диаметром 100 мм, толщиной стенок 10 мм общей длиной 128 м.

Нижний клапан 4 будет закрытым до тех пор, пока в полости контейнера 2 будет находиться газовоздушная смесь над раствором соляной кислоты. Момент заполнения контейнера соляной кислотой будет определен по показанию расходомера 7.

2. Между колонной 8 НКТ и контейнером 2 устанавливают пакер 9, который спускают вместе с контейнером и раскрывают на расчетной глубине так, чтобы нижний клапан 4 контейнера был расположен над кровлей пласта 12.

3. В колонну НКТ над контейнером 2 закачивают расчетный объем инертной жидкости, например, нефтью или органическим растворителем, который, исходя из геометрии скважины и пласта, позволит полностью вытеснить соляную кислоту в карбонатный пласт.

4. После времени реакции кислоты с карбонатной породой пласта пакер 9 снимают, контейнер 2 поднимают на поверхность, в скважину спускают скошенный конец колонны НКТ и промывают скважину от продуктов реакции кислоты с породой.

5. Скважину осваивают, спускают насос и пускают в эксплуатацию с большим дебитом по жидкости и нефти.

Приток в скважину большего количества нефти обеспечивается благодаря двум положительным эффектам:

- более высокая концентрация соляной кислоты после разбавления с пластовой водой будет превышать традиционные 12-25%, будет в пределах 30-45%. Это обеспечит более высокую скорость растворения карбонатных соединений, образование новых червоточин, повышение проницаемости и продуктивности пласта;

- при разбавлении кислоты повышенной концентрации с пластовой водой выделится значительное количество тепловой энергии, которое частично удалит с поверхности пород асфальтосмолопарафиновые соединения и откроет доступ кислотного состава к карбонатной породе.

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта кислотными составами и может быть использовано для увеличения притока пластовой нефти в скважины, с помощью которых ведется разработка нефтенасыщенных карбонатных пластов. Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт включает доставку концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами. Соляную кислоту с концентрацией 46-99% закачивают в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях. Вытесняют раствор соляной кислоты из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб. Верхний клапан открывается при создании давления, равного начальному давлению в сосуде с кислотой. Нижний клапан открывается при создании давления, равного сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере. Достигается технический результат – обеспечение поступления высококонцентрированной соляной кислоты к поверхности карбонатных пород, с поверхности которых произошло удаление асфальтосмолопарафиновых веществ. 2 ил.

Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт, заключающийся в доставке концентрированной кислоты в интервал пласта внутри контейнера в антикоррозионном исполнении с верхним и нижним обратными клапанами, отличающийся тем, что соляную кислоту с концентрацией 46-99% закачивают в контейнер под избыточным давлением на устье скважины из сосуда, заполненного раствором кислоты в заводских условиях, и вытесняют из контейнера в пласт инертной по отношению к соляной кислоте жидкостью, закачиваемой под давлением в колонну насосно-компрессорных труб, причем верхний клапан открывается при создании давления, равного начальному давлению в сосуде с кислотой, а нижний клапан открывается при создании давления, равного сумме давлений открытия верхнего клапана и гидростатического давления, создаваемого столбом соляной кислоты в контейнере.