СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих нефтяных скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку в скважину кислотного и газовыделяющего растворов (см. Иванов В. А., Галлямов К.К. Пенообразующий состав комплексного действия. - Нефтяное хозяйство. 1995. N 4, с. 39) [1]. В способе после поступления растворов в призабойную зону протекает экзотермическая химическая реакция газовыделения и образование пенокислоты. Недостатком этого способа является то, что ввиду вязкопластичных свойств пены закачка ее в призабойную зону и вынос после обработки затрудняется, а это снижает охват обработки по глубине и толщине пласта и эффективность способа. Кроме того, пенная система не обеспечивает необходимого замедления реакции кислоты с карбонатными или песчано-алевролитовыми породами, что также снижает ффохват обработки по глубине пласта. Недостатком способа является также большой расход газовыделяющих и пенообразующих реагентов, необходимых для получения пенокислоты. Помимо этого, большое количество выделяющегося газа способствует коррозии внутрискважинного оборудования. Таким образом, известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низким охватом обработки по глубине и толщине пласта.

Наиболее близким к изобретению является способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку в скважину газовыделяющего и кислотного растворов c образованием двуокиси углерода (см. RU 2114291, опубл. 27.06.1998) [2]. Данный способ повышает эффективность способа [1] за счет увеличения охвата обработки по глубине и толщине пласта. В способе [2] при контакте двуокиси углерода с пластовой нефтью происходит экстракция легких углеводородов нефти в фазу двуокиси углерода (см. Применение углекислоты для увеличения нефтеотдачи пластов. В электронном сборнике ««Нефтегазовая промышленность», с 85-86, http://www.neftelib.ru/neft-b°°k/016/86/index.shtml).

Недостатком способа [2] является неполное удаление асфальто-смолистых отложений после обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Оставшаяся после экстракции нефть становится перенасыщенной асфальто-смолистыми компонентами. Часть асфальто-смолистых компонентов выпадает из нефти, отлагается на поверхности породы и ухудшает её коллекторские свойства (см. Г.С.Степанова. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. Москва, «Газойл пресс», 2006, стр. 65).

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности обработки нефтяного пласта для последующей добычи нефтепродуктов за счет наилучшего растворения осадка асфальто-смолистых отложений в пласте.

Указанный результат достигается тем, что предлагается способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, заключающийся в обработке пласта газожидкостным раствором путем последовательной закачки в пласт газовыделяющего и кислотного растворов, после закачки газожидкостного раствора закачивают растворитель в виде бензола, толуола, ксилола или их смеси, при этом предварительно определяют состав растворителя, обеспечивающий наилучшее растворения осадка асфальто-смолистых отложений в пласте после обработки газожидкостным раствором.

Последовательность закачки газожидкостным раствором является обязательной, поскольку кислотный раствор реагирует как с породой пласта, так и с газовыделяющим раствором. Если сначала закачать кислотный раствор, то в процессе закачки его часть будет расходоваться на реакцию в породой. Поэтому количество активного вещества (кислоты) на реакцию с газовыделяющим раствором будет меньше, чем рассчитано из условий стехиометрии для необходимой реакции части кислотного раствора с газовыделяющим раствором (и дальнейшим насыщением оставшейся части кислотного раствора двуокисью углерода как продукта реакции отреагировавшей части кислотного раствора с газовыделяющим). В случае закачки газовыделяющего раствора в первую очередь, а кислотного во вторую, дополнительных потерь кислотного раствора из-за расходования на реакцию с породой не будет, так как кислотный раствор будет сразу контактировать и реагировать с газовыделяющим, закачанным ранее. В одном из вариантов изобретения, перед закачкой кислотного раствора заливают разделяющую буферную жидкость в виде воды, которая исключает образование двуокиси углерода в стволе скважины, предотвращая повышение давления в ней и сохраняя целостность.

В качестве кислотного раствора в предлагаемом способе могут быть использованы водные растворы соляной (при обработке карбонатных коллекторов) или соляной и фтороводородной (при обработке песчано-алевролитовых коллекторов) кислот.

В качестве газовыделяющего раствора могут быть использованы водные растворы карбонатов или нитридов металлов, например карбоната натрия (кальцинированная сода) или нитрида натрия. При этом в результате реакции между соляной (или фтороводородной) кислотой и карбонатом натрия (или нитридом натрия) образуется углекислый газ (или азот), хлорид (фторид) натрия и вода.

Выбор растворителя определяется предварительными лабораторными экспериментами из условия максимальной растворимости асфальто-смолистых отложений в нефтяной смеси. Для этого нефть из обрабатываемой призабойной зоны пласта подвергают воздействию с кислотным раствором, насыщенным двуокисью углерода, и выделяют полученный осадок. Затем этот выделенный осадок вводят в контакт с бензолом, толуолом, ксилолом и с их различным соотношением в смеси. После этого выбирают растворитель с таким содержанием этих веществ, который наиболее быстро и эффективно растворяет и диспергирует осадок нефти. При этом известно, что соотношение веществ зависит от молекулярного веса осадка - чем больше молекулярный вес, тем больший молекулярный вес должен быть у растворителя. Так у бензола молекулярный вес - 78, у толуола-92, у ксилола-108. Для осадка с бОльшим молекулярным весом понадобится бОльшее содержание кислола в смеси. Для осадка с мЕньшим молекулярным весом понадобится смесь с бОльшим содержанием бензола.

Опытным путем было выявлено, что для охвата всей обрабатываемой площади достаточно растворителя в 30 % от объема обрабатываемой зоны. При его меньшем количестве полный охват может не достигаться. А при количествах более 0,3 - он будет в избытке, что приведет к неоправданному удорожанию технологических операций.

Осуществление заявленного способа подтверждается приведенными примерами.

Пример 1

В нефтяной скважине с дебитом по нефти 80 м³/сут, обводненностью 42%, мощностью пласта 14 м, проницаемостью 120⋅10^-12м, пластовым давлением 10 МПа и пластовой температурой 45°C следует провести обработку призабойной зоны по предлагаемому способу. Объем обрабатываемой зоны 50 м³. Общий объем водных растворов соляной кислоты и газовыделяющего раствора составляет также 50 м³. Концентрация соляной кислоты, необходимая для растворения карбонатов в пласте, составляет 9%.

Предварительными лабораторными опытами было установлено, что осадок асфальтосмолистых веществ от контакта нефти с раствором кислоты, насыщенной двуокисью углерода, быстрее всего растворяется в толуоле.

Для реализации предлагаемого способа, в качестве газовыделяющего раствора выбирают водный раствор карбоната натрия. Определяют необходимые количества карбоната натрия, соляной кислоты и концентрации их водных растворов. Количество карбоната натрия определяют по количеству образующейся двуокиси углерода и стехиометрических соотношений в реакции нейтрализации между карбонатом натрия и соляной кислотой с образованием двуокиси углерода и водного раствора хлористого натрия. Количество образующейся двуокиси углерода определяют, исходя из известных пластовых температуры, давления, коэффициента растворимости двуокиси углерода в водном растворе хлористого натрия и плотности двуокиси углерода в пластовых условиях.

Для полного насыщения 1 м³ воды, содержащей хлористый натрий, при пластовых температуре 45°C и давлении 10 МПа потребуется около 15 нм³ двуокиси углерода (из пересчета на атмосферные условия). Тогда для насыщения 50 м³ водного раствора хлорида натрия (как продукта реакции водного раствора карбоната натрия и соляной кислоты с их общим объемом в 50 м³) потребуется 15х50= 750 нм³. В атмосферных условиях плотность двуокиси углерода составляет 1,97 кг/м³. Поэтому объему двуокиси углерода в 800 нм3 будет соответствовать масса в 750 нм³ х 1,97 кг/м³ =1478 кг или 1,5 тонны. Из стехиометрических соотношений реакции нейтрализации 106 тонны карбоната натрия и 73 тонны соляной кислоты будут образовывать 44 тонны двуокиси углерода. С учетом этого, для образования двуокиси углерода в количестве 1,5 тонны понадобится 1,5 х106/ 44 = 3,6 тонн карбоната натрия и, соответственно 1,5 х 73/44 = 2,5 тонны соляной кислоты. Из условия равенства объемов закачиваемых водных растворов соляной кислоты и карбоната натрия, объем водного раствора карбоната натрия составит 50 м³/2 = 25 м³ или примерно 25 тонн. В этом случае концентрация карбоната натрия в таком водном растворе составит 3,6 /25 =0,14 или 14% массовых. Аналогично, для требуемого количества соляной кислоты в 2,5 тонны и объема, массы водного раствора соответственно в 25 тонн, концентрация такого водного раствора будет 2,5/ 25 = 0,1 или 10% массовых. С учетом того, что для растворения карбонатных компонентов породы необходимая массовая концентрация водного раствора соляной кислоты составляет 9%, общая концентрация раствора соляной кислоты,для растворения карбонатов породы и реакции с карбонатом натрия, составит 9%+10%= 19%.

Таким образом, в скважину следует последовательно закачать 25 м³ 14%-ного водного раствора карбоната натрия и 25 м³ 19%-ного водного раствора соляной кислоты. Для исключения образования двуокиси углерода в стволе скважины, после закачки водного раствора карбоната натрия и перед закачкой водного раствора соляной кислоты закачивают 3 м³ технической воды в качестве разделяющей буферной жидкости.

Перед закачкой водного раствора карбоната натрия в скважину зону закачивают 15 м³ углеводородной жидкости то есть (в количестве 0,3 от объема 50 м³), т.к. именно такое количество углеводородной жидкости достаточно для охвата всей обрабатываемой площади без прорыва проталкивающей жидкости) с добавкой катионного ПАВ 0,01 - 1% (0,1 - 10 кг/т).

После закачки 25 м³ 19%-ного водного раствора соляной кислоты в скважину и призабойную зону закачивают 15 м³ толуола (в количестве 0,3 от объема 50 м³ обрабатываемой зоны).

Пример 2

В нефтяной скважине с дебитом по нефти 25 м³/сут, обводненностью 71%, мощностью пласта 7,2 м, проницаемостью 180⋅10^-12 м, пластовым давлением 24 МПа и пластовой температурой 63 °C следует провести обработку призабойной зоны по предлагаемому способу. Объем обрабатываемой зоны 70 м³. Общий объем водных растворов соляной кислоты и газовыделяющего раствора составляет также 70 м³. Концентрация соляной кислоты, необходимая для растворения карбонатов в пласте, составляет 11%.

Предварительными лабораторными опытами было установлено, что осадок асфальтосмолистых веществ от контакта нефти с раствором кислоты, насыщенной двуокисью углерода, быстрее всего растворяется в смеси бензола, толуола и ксилола в объемном соотношении 0,25: 0,15: 0,60.

Для реализации предлагаемого способа, в качестве газовыделяющего раствора, выбирают водный раствор карбоната натрия. Определяют необходимые количества карбоната натрия, соляной кислоты и концентрации их водных растворов. Количество карбоната натрия определяют по количеству образующейся двуокиси углерода и стехиометрических соотношений в реакции нейтрализации между карбонатом натрия и соляной кислотой с образованием двуокиси углерода и водного раствора хлористого натрия. Количество образующейся двуокиси углерода определяют, исходя из известных пластовых температуры, давления, коэффициента растворимости двуокиси углерода в водном растворе хлористого натрия и плотности двуокиси углерода в пластовых условиях.

Для полного насыщения 1 м³ воды, содержащей хлористый натрий, как конечный продукт реакции кислотного раствора с породой и раствором карбоната натрия. при пластовых температуре 63°C и давлении 24 МПа потребуется около 26 нм³ двуокиси углерода (из пересчета на атмосферные условия). Тогда для насыщения 70 м³ водного раствора хлорида натрия (как продукта реакции водного раствора карбоната натрия и соляной кислоты с их общим объемом в 70 м³) потребуется 26х70= 1820 нм³. В атмосферных условиях плотность двуокиси углерода составляет 1,97 кг/м3. Поэтому объему двуокиси углерода в 1820 нм³ будет соответствовать масса в 1820 нм³ х 1,97 кг/м³ =3585 кг или 3,6 тонны. Из стехиометрических соотношений реакции нейтрализации 106 тонны карбоната натрия и 73 тонны соляной кислоты будут образовывать 44 тонны двуокиси углерода. С учетом этого, для образования двуокиси углерода в количестве 3,6 тонны понадобится 3,6 х106/ 44 = 8,9 тонн карбоната натрия и, соответственно 3,6 х 73/44 = 5,9 тонны соляной кислоты. Из условия равенства объемов закачиваемых водных растворов соляной кислоты и карбоната натрия, объем водного раствора карбоната натрия составит 70 м³/2 = 35 м3 или примерно 35 тонн. В этом случае концентрация карбоната натрия в таком водном растворе составит 8,9 /35 =0,25 или 25% массовых. Аналогично, для требуемого количества соляной кислоты в 5,9 тонны и объема, массы водного раствора соответственно в 35 тонн, концентрация такого водного раствора будет 5,9/ 35 = 0,17 или 17% массовых. С учетом того, что для растворения карбонатных компонентов породы необходимая массовая концентрация водного раствора соляной кислоты составляет 9%, общая концентрация раствора соляной кислоты,для растворения карбонатов породы и реакции с карбонатом натрия, составит 17%+11%= 28%.

Таким образом, в скважину следует последовательно закачать 35 м³ 25%-ного водного раствора карбоната натрия и 35 м³ 28%-ного водного раствора соляной кислоты. Для исключения образования двуокиси углерода в стволе скважины, после закачки водного раствора карбоната натрия и перед закачкой водного раствора соляной кислоты закачивают 5 м³ технической воды в качестве разделяющей буферной жидкости.

Перед закачкой водного раствора карбоната натрия в скважину зону закачивают 21 м³ углеводородной жидкости (в количестве 0,3 от объема 70 м³ обрабатываемой зоны, т.к. именно такое количество углеводородной жидкости достаточно для охвата всей обрабатываемой площади без прорыва проталкивающей жидкости) с добавкой катионного ПАВ 0,01 - 1% (0,1 - 10 кг/т).

Готовят смесь из бензола , толуола и ксилола в общем объеме смеси в 21 м³ ( в количестве 0,3 от объема 70 м³ обрабатываемой зоны) и объемном соотношении бензола, толуола и ксилола в 0,25:0,15:0,60. Для этого смешивают 5,3 м³ бензола ( как 0,25 от общего объема смеси в 21 м³), 3,1 м³ толуола ( как 0,15 от общего объема смеси в 21 м³) и 12,6 м³ ксилола ( как 0,6 от общего объема смеси 21 м³) .

После закачки 35 м³ 28%-ного водного раствора соляной кислоты в скважину и призабойную зону закачивают 21 м³ смеси бензола, толуола и ксилола в объемном соотношении 0,25:0,15:0,60.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих нефтяных скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки нефтяного пласта для последующей добычи нефтепродуктов. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает обработку пласта газожидкостным раствором, полученным в пласте путем последовательной закачки в пласт сначала газовыделяющего водного раствора, а затем кислотного водного раствора. После закачки кислотного водного раствора закачивают растворитель, который выбирают по предварительным лабораторным экспериментам из условия наиболее эффективного растворения асфальто-смолистых отложений пласта из бензола, толуола, ксилола или их смеси. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

1. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий обработку пласта газожидкостным раствором, полученным в пласте путем последовательной закачки в пласт сначала газовыделяющего водного раствора, а затем кислотного водного раствора, отличающийся тем, что после закачки кислотного водного раствора закачивают растворитель, который выбирают по предварительным лабораторным экспериментам из условия наиболее эффективного растворения асфальто-смолистых отложений пласта из бензола, толуола, ксилола или их смеси.

2. Способ по п. 1, в котором растворитель закачивают в количестве 30% от объема обрабатываемой зоны пласта.

3. Способ по п. 1, в котором перед закачкой кислотного раствора заливают разделяющую буферную жидкость, представляющую собой воду.