СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА БАШКИРСКОГО ЯРУСА С ПОДСТИЛАЮЩЕЙ ВОДОЙ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 C09K8/74 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин.

Известно, что разработка таких коллекторов значительно осложнена прорывами пластовой воды в добывающие скважины, что повышает обводненность нефти и загрязненность нефтью пластовой воды.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта [Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.] путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны.

Недостатками данного способа являются:

- невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой;

- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент US №3612179, МПК C09K8/74, 8/94, E21B 43/27, опубл. 10.12.1971), включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором. В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа.

Недостатками данного способа являются:

- обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону;

- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к . закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды;

- сложность в осуществлении способа так, как требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.

Известен способ интенсификации добычи нефти залежи башкирского яруса (авт. свид. SU №1513131, МПК E21B 43/27, опубл. 07.10.1989), включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), воду. Дополнительно кислотный состав содержит ацетон при следующем содержании компонентов в масс.%: соляную кислоту 10-20, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,3-1,0, ацетон 20-40 и остальное - воду.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность, связанная с высокой скоростью растворения карбонатной породы башкирского яруса, что не позволяет создать разветвленную сеть флюидопроводящих каналов в глубине пласта, как следствие не обеспечивает требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины;

- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.

Наиболее близким является способ интенсификации добычи нефти залежи башкирского яруса (патент RU № 2545582, МПК C09K 8/74, E21B 43/27, опубл. 10.04.2015 Бюл. № 10), включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество - НПАВ, пропиловый спирт - раствортель и воду. Дополнительно кислотный состав содержит фосфорсодержащее соединение - Афон 300М. Вместо НПАВ состав может содержать анионоактивное АПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь. Вместо пропилового спирта состав может содержать или изопропиловый спирт, или метиловый спирт, или спирт этиловый технический. При следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 10,0-20,0, АПАВ или НПАВ, или КПАВ, или их смесь 0,4-3,0, АФОН 300М 0,01-15,0, изопропиловый спирт или пропиловый спирт, или метиловый спирт, или спирт этиловый технический 5,0-25,0, вода остальное.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность, связанная с применением в составе фосфоросодержащего компонента АФОН 300М, склонного к выпаданию в осадок, что уменьшает геометрические размеры поровых каналов и тем самым затрудняют фильтрацию пластового флюида к забою скважины;

- также наличие в составе АФОН 300М способствует замедлению скорости растворения карбонатной породы, при этом относительно длительная реакция (именно для карбонатной породы) приводит к подтягиванию подошвенной воды, как следствие прорыву воды и быстрому обводнению продукции скважины, а также к образованию больших трещин и каналов, что не позволяет создать разветвленную сеть флюидопроводящих каналов в глубине пласта. Также это влияет на простой скважины и потери по нефти;

- отсутствие возможности обработки карбонатного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, т.к. закачка производится под высоким давлением для быстрого проникновения в коллектор, что может привести к появлению новых трещин, свищей, быстрому прорыву воды и неравномерному истечению жидкости, как следствие обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды.

Техническим результатом является повышение эффективности процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов, а так же увеличения коэффициента вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды. Дополнительным техническим результатом изобретения является расширение ассортимента способов кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой.

Технический результат достигается способом кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти, включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-6 или АФ9-12, пропиловый спирт и воду, продавку кислотного состава, технологическую выдержку.

Новым является то, что сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах - НКТ в объеме 2-6 м³ на погонный метр перфорированной мощности пласта, продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч, используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23 % - 15,0, неонол АФ9-6 или АФ9-12 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, вода - остальное.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- соляная кислота ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-8. Соляная кислота представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей хлористого водорода в пределах 20-23%. Массовая доля фтористого водорода не более 0,5%, массовая доля железа не более 0,03%;

- в качестве НПАВ используют неонол АФ9-6 или неонол АФ9-12. Выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98. Использование любого из приведенных приводит к одному и тому техническому результату;

- пропиловый спирт - бесцветная жидкость со спиртовым запахом, смешивается с водой и органическими растворителями. Пропиловый спирт обладает всеми химическими свойствами одноатомных спиртов. Пропиловый спирт - хороший растворитель для масла, смолы, резины, целлюлозы. Сам спирт растворяется в эфире, других спиртах, воде, хлороформе. Он не взаимодействует с растворами солей. Выпускается по ТУ 2632-106-4449379-07;

- техническая вода.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта.

Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в НКТ в объеме 2-6 м³ на погонный метр перфорированной мощности пласта.

Продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ.

Кислотный состав при проникновении в карбонатный коллектор башкирского яруса воздействует на нефть. Капельки нефти изменяются по своей форме. Благодаря одноатомному спирту кислотный состав снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, больше не требуется состояния с наименьшей поверхностью раздела фаз и шарообразная форма капелек нефти больше не является предпочтительной. Образуется гомогенная система при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых компонентов без образования эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. При этом одновременно происходит достаточное растворение в кислотном составе карбоната башкирского яруса (известняка, кальцита, доломита, мела, присутствующего в фильтрационной корке, растворение карбонатной породы, примыкающей к биопленке с такой скоростью реакции, что в непосредственной близости от ствола добывающей скважины не производится и не расходуется весь кислотный состав.

Далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч. При режиме ванны в условиях малой толщины карбонатного коллектора башкирского яруса и наличия подстилаемой подошвенной воды образуется область меньшей депрессией. В эту область из нефтенасыщенного коллектора устремляется нефть. В результате уровень водонефтяного контакта понижается, что препятствует проникновению пластовой воды в добывающие скважины, а так же увеличивает коэффициент вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды.

При этом одновременно происходит вытеснение кислотного состава и продуктов его взаимодействия с карбонатной средой башкирского яруса и оттеснение их от ствола добывающей скважины, тем самым улучшаются фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта за счет расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов, как следствие улучшается проницаемость углеводородсодержащего коллектора. За счет этого увеличивается полнота охвата воздействием карбонатной среды башкирского яруса.

Используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23 % - 15,0, неонол АФ9-6 или АФ9-12 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, вода - остальное.

Примеры осуществления способа.

Предварительно определили мощность пласта, расстояние до нижележащего обводненного пласта.

Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 3,5 м, расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5 м, с расстоянием между добывающими скважинами 250 м, начальный дебит по нефти добывающей скважины - 1,8 т/сут и обводненность добываемой продукции - 54%.

Закачали кислотный состав, содержащий мас.%: соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 20 % - 15,0, неонол АФ9-6 - 2,8, пропиловый спирт - 16,0, воду - остальное.

При открытом затрубном пространстве в НКТ провели закачку расчетного количества кислотного состава в объеме 2 м³.

Продавили кислотный состав технической водой в объеме НКТ.

Далее закрыли задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществили технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч.

Произвели исследования по определению дебита нефти и обводненности. Результаты исследований показали, что первоначальный дебит добывающей скважины 1,8 т/сут, дебит нефти добывающей скважины составил 3,4 т/сут, прирост дебита нефти добывающей скважины - 1,6 т/сут, первоначальная обводненность добывающей скважины 48%, обводненность добывающей скважины после проведения способа составила 53% (пример 1, табл.).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-7).

При массовом содержании соляной кислоты в кислотном составе менее 15% снижается растворимость карбонатной породы.

При массовом содержании соляной кислоты в кислотном составе более 15% скорость растворения карбонатной породы возрастает, что может привести к прорыву подошвенной воды.

Таблица - Условия и результаты осуществления способа кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти

№ примера Мощность перфорированного пласта, м Расстояние до нижележащего обводненного пласта, м Расстояние между добывающими скважинами, м Объем закачиваемого кислотного состава, м³ Первоначальный дебит добывающей скважины, т/сут Дебит добывающей скважины после обработки, т/сут Прирост по нефти, т/сут Первоначальная обводненность добывающей скважины Обводненность добывающей скважины после проведения способа 1 3,5 5 250 2 1,8 3,4 1,6 48 53 2 4 6 300 6 1,5 3,8 2,3 54 55 3 3 7 300 4 2,2 3,7 1,5 36 48 4 3,8 5 250 3 1,2 3,3 2,1 41 46 5 2,5 5 300 2 1,4 3,4 2,0 55 61 6 3,3 7 250 4 1,9 3,7 1,8 39 43 7 3,9 7 300 5 1,6 3,5 1,9 51 59

При массовом соотношении НПАВ в кислотном составе менее 2,8 снижаются ингибирующие свойства поверхностно-активного вещества, защищающие породу от интенсивного воздействия соляной кислоты.

При массовом соотношении НПАВ в кислотном составе более 2,8 увеличивается длительность ожидания реакции с кислотой.

При массовом соотношении пропилового спирта в кислотном составе менее 16 увеличивается реакционная скорость кислоты и снижается степень очистки пласта после обработки.

При массовом соотношении пропилового спирта в кислотном составе более 16 повышается коррозионная активность состава.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором башкирского яруса, подстилаемого подошвенной водой, за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов, а так же увеличения коэффициента вытеснения нефти при уменьшении обводненности нефти и загрязнения нефтью пластовой воды. А также расширяет ассортимент способов кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация притока нефти, увеличение приемистости скважин за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов. В способе кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, с расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах НКТ в объеме 2-6 м³ на погонный метр перфорированной мощности пласта. Продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч. Используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23% 15,0; неонол АФ9-6 или АФ9-12 2,8; пропиловый спирт 16,0; вода - остальное. 1 табл., 7 пр.

Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти, включающий закачку в пласт кислотного состава, содержащего соляную кислоту, неиногенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-6 или АФ9-12, пропиловый спирт и воду, продавку кислотного состава, технологическую выдержку, отличающийся тем, что сначала определяют мощность пласта и расстояние до нижележащего обводненного пласта, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта менее 4 м, с расстоянием до нижележащего обводненного пласта 5-7 м и с расстоянием между добывающими скважинами 250-300 м, в который затем осуществляют закачку кислотного состава при открытом затрубном пространстве в насосно-компрессорных трубах НКТ в объеме 2-6 м³ на погонный метр перфорированной мощности пласта, продавку кислотного состава осуществляют технической водой в объеме НКТ, далее закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства и осуществляют технологическую выдержку в режиме ванны в течение 15 ч, используют кислотный состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота с массовой долей хлористого водорода 20-23% 15,0; неонол АФ9-6 или АФ9-12 2,8; пропиловый спирт 16,0; вода - остальное.