Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта Советский патент 1982 года по МПК E21B43/22 

(54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из продуктивных пластов. Известен способ увеличения притока нефти в добывающие скважины, основанный на закачке в нефтяные пласты водного раствора соляной кислоты и его смеси с плавиковой, уксусной и другими кислотами 1. Однако закачиваемые кислоты редгируют с породами нефтяного пласта только в призабойной зоне, кислотные растворы воз. действуют только на высокопроницаемые интервалы пластов. Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта гидрофобными. эмульсиями, при котором в пласты закачивают растворы кислот и гидрофобную эмульсию. Способ позволяет замедлить скорость нейтрализации кислотндго раствора при его закачке и тем самым увеличить глубину проникновения его в пласт 2. Недостатком этого способа является то, что при повторных обработках эффективность существенно снижается из-за проникновения гидрофобной эмульсии в одни и те же ранее обработанные интервалы. Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойного нефтяного пласта за счет замедления реакции нейтрализации и увеличения глубины проникновения кислотного раствора. Цель достигается тем, что гидрофобную эмульсию закачивают перед закачкой кислоты. Вязкость эмульсии определяется коллекторскими свойствами и приемистостью пласта и ее регулируют изменением концентрации водной фазы и эмульгатора. Потребное количество эмульсии на 1 м мощности продуктивного пласта определяют по результатам промысловых исследований. Гидрофобные эмульсии готовят на промысле с помощью специальных смесительный устройств, а в лабораторных условиях на смесительной установке типа «Воронеж-2 при скорости вращения вала мещалки 8000-9000 об/мин. В состав эмульсии вводят нефть или газоконденсат (25-75%), пресную воду или минерализованную (25-75%), и эмульгатор (,2-3,5) от общего веса жидкости. В качестве эмульгаторов могут

быть использованы дегидратированные полиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир триэтаноламина и карбоновых кислот дистиллированного таллового масла - эмультал, и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условий.

В табл. 1 приведены основные эксплуатационные параметры эмульсий, приготовленных из нефти Речицкого месторождения, пластовой воды этого же месторождения (плотность 1,16 ГС/СМ эмульгаторов ЭС-2 и эмультал.

В лабораторных условиях, проведены сравнительные испытания известного и предлагаемого способов увеличения притока нефти путем закачки нефтекислотных эмульсий.

Испытания проводят на модели пласта, состоящего из карбонатной породы (мрамор) с трещиновато-порово-каверновой емкостью. Связанная водонасыщенность занимает, в основном, поровую часть, нефтенасыщенная - трещинно-каверновую.

Модель представляет собой соединенные параллельно два изолированные элемента пласта с общими входной и выходной камерами. Проницаемости составляющих элементов различаются примерно в 12 раз, что позволяет смоделировать процесс вытеснения из трещиноватого пласта с высокой степенью неоднородности.

Основные характеристики модели и ее элементов приведены в табл. 2.

Моделью нефти служит с.месь керосина (40%) и дегазированной пластовой нефти Речицкого месторождения (вязкость 2 сП). Начальная (связанная) водонасыщенность составляет около 11%Опыты с использованием нефтекислотной эмульсии проводят в следующей последовательности.

Вытесняют нефть водой из модели ТК-14, При этом вытеснение происходит в основном из высокопроницаемого элемента ТК-3. Коэффициент вытеснения (при 100% обводнении) не превыщает 25%. Далее закачивают через выходную камеру нефтекислотную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии: %, нефть 5; раствор соляной кислоты 50%-ной концентрации 10; эмульгатор ЭС-2 2 от веса эмульсии). Вязкость эмульсии составляет 220 сП.

Эмульсию прокачивают в основном по высокопроницаемому элементу. После появления эмульсии у входной камеры прокачку прекращают до полного окончания реакции кислоты с карбонатной породой (мрамором). Об окончании реакции судят по прекращению выделения углекислого газа. После этого вытесняют нефть водой.

Коэффициент вытеснения увеличивается на 15%.

Промывают модель, повторно насыщают ее нефтью и вытесняют нефть водой. Существенного прироста коэффициента вытеснения не замечается, так как соотношение проницаемостей элементов почти не изменилось. Проницаемость элементов ТК10 остается прежней, а элемента ТК-3 увеличилась незначительно - до 13500 мД.

Опыты по предлагаемому способу прово(, дятся в следующей последовательности.

Вытесняют нефть из модели водой до достижения 100% обводненности. Далее заканчивают через выходную камеру гидрофобную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии, вес. %: нефть 50;

пластовая вода 50; эмульгатор ЭС-2 2 от объема эксплуатации). Электростабильность эмульсии составляет 270 В, пластическая вязкость 220 сП.

Заканчивают 10%-ный раствор соляной кислоты. Закачку кислотного раствора проводят до прорыва его к входной камере. После выдержки и окончания реакции с породой нефть вытесняют водой. Коэффициент вытеснения увеличййается на 28%, S что объясняется проникновением кислоты в менее проницаемые элементы модели изза повыщенного сопротивления в высокопроницаемом элементе, созданного гидрофобной эмульсией.

Промывают модель, повторно насыщ,ают ее нефтью и вытесняют нефть водой. Коэффициент вытеснения увеличивается на 20% за счет подключения в процессе вытеснения малопроницаемого элемента. После солянокислотной обработки малопроницаеJ мого элемента его проницаемость возростает до 3600 мД., т. е. отнощение проницаемостей стает равным 3 (вместо 12).

Как следует из результатов лабораторных испытаний, последовательная закачка гидрофобной эмульсии и раствора соляной кислоты в условиях высокой зональной неоднородности (трещиноватости) является более эффективной по сравнению с известным способом, поскольку при этом происходит существенное (примерно в 4 раза) S выравнивание фильтрационных свойств нефтенасыщенных толщин модели пласта. Аналогичные результаты получают при использовании в качестве кислотных растворов смесей кислоты с плавиковой и уксусной кислотами.

По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позволяет примерно в 2 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и значительно увеличить выход нефти.

пластовая

вода - 75,

вода - 75,

пластовая

вода - 25,

гшастовая

вода - 25,

пластовая

пластовая

вода - 50,

вода - 75,

пластовая

вода - 50,

пластовая

Таблица 1

580

140

220

1001000

400

10

140

640

220

270

690

150

180

220

Таблица 2