способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт раствора соляной кислоты, раствора смеси минеральных кислот, органического растворителя и выдержку, отличающийся тем, что раствор соляной кислоты закачивают в пласт в динамическом режиме, затем закачивают органический растворитель, после чего закачивают раствор смеси минеральных кислот и осуществляют его выдержку, время которой выбирают из условия достижения рН указанного раствора 4 - 5, при этом органический растворитель и/или раствор смеси минеральных кислот дополнительно содержит взаимный растворитель.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве взаимного растворителя используют простые эфиры гликолей.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве указанных эфиров используют этилцеллозольв, бутилцеллозольв или диоксан.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам интенсификации добычи нефти, и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин, пробуренных на терригенные низкопроницаемые коллекторы.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и смеси растворов минеральных кислот [1] . Способ обеспечивает увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения фазовой проницаемости по воде.

Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на низкопроницаемых коллекторах, что обусловлено преимущественной фильтрацией смеси кислот в водопромытые интервалы пласта, малой проникающей способностью используемых реагентов в объем пласта и кольматирующим действием продуктов растворения на пористую среду.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт раствора соляной кислоты, органического растворителя и раствора смеси минеральных кислот [2]. Способ обеспечивает увеличение продуктивности скважин за счет активного растворения кольматирующих частиц в призабойной зоне пласта.

Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на низкопроницаемых терригенных коллекторах. Это обусловлено тем, что способ включает длительную технологическую выдержку в пласте раствора соляной кислоты и раствора смеси минеральных кислот, в результате чего кислоты полностью нейтрализуются, и происходит вторичное осадкообразование растворенных компонентов породы, сопровождающееся закупоркой перового пространства коллектора. Кроме того, способ предусматривает закачку растворителя на последней стадии технологического процесса, что снижает проникающую способность раствора смеси минеральных кислот в нефтенасыщенные интервалы пласта и, как следствие, существенно снижает эффективность способа в целом.

Задачей нового способа является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважин и интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Поставленная задача решается за счет использования разработанного способа обработки призабойной зоны скважин пласта, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от кольматирующих частиц, глубокое проникновение кислоты в пласт и препятствующего преждевременному образованию вторичных осадков.

Сущность нового способа обработки призабойной зоны пласта, включающего закачку в пласт раствора соляной кислоты, раствора смеси минеральных кислот и органического растворителя, заключается в том, что раствор соляной кислоты закачивают в пласт в динамическом режиме, затем закачивают органический растворитель, после чего закачивают раствор смеси минеральных кислот и обеспечивают его выдержку на реагирование с породой, время которого выбирают из условия достижения рН раствора 4-5; при этом органический растворитель и/или раствор смеси минеральных кислот дополнительно содержит взаимный растворитель. В рамках способа в качестве взаимного растворителя используют простые эфиры гликолей, например, этилцеллозольв, бутилцеллозольв или диоксан.

Существенными отличительными признаками нового способа в отличии от известного являются следующие

1. Закачка раствора соляной кислоты в динамическом режиме. При этом с забоя скважины за счет растворения и диспергирования удаляются механические примеси, что улучшает последующую фильтрацию растворителя и раствора смеси минеральных кислот. Кроме того, это препятствует повторному осаждению мехпримесей и осадков на забой пласта.

2. Закачка органического растворителя после закачки раствора соляной кислоты. Это обеспечивает максимально эффективную очистку забоя скважины от нефтепродуктов и АСП отложений и фильтрацию растворителя в нефтенасыщенные интервалы пласта.

3. Последующая закачка раствора смеси минеральных кислот и выдержка на реагирование с породой, время которого выбирают из условия достижения рН раствора 4-5. После обработки ПЗП скважины растворителем раствор смеси кислот фильтруется в нефтенасыщенные интервалы, увеличивая их проницаемость. При рН выше указанного интервала возможно выделение вторичных осадков из реакционной среды, которые кольматируют обработанные интервалы пласта и снижают эффективность кислотного воздействия. Поэтому смесь кислот выдерживают в пласте до достижения рН реакционной среды 4-5, после чего ее откачивают. Выбор точного значения рН определяют на основании лабораторных исследований.

4. Дополнительное введение в органический растворитель и/или в раствор смеси минеральных кислот взаимного растворителя. Это обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе между растворителем и кислотным раствором и пластовыми флюидами, что улучшает фильтрацию реагентов в пласт. Кроме того, взаимный растворитель препятствует преждевременному выделению вторичного осадка и способствует удалению продуктов растворения и дисперсных частиц из пласта.

5. Использование в качестве взаимного растворителя простых эфиров гликолей, например, этилцеллозольва, бутилцеллозольва или диоксана. Простые эфиры гликолей являются наиболее эффективными и доступными взаимными растворителями, применимыми в различных геологических условиях. Для усиления действия взаимных растворителей при проведении работ в различных геологических условиях к ним могут добавляться поверхностно-активные вещества.

В целом указанная совокупность существенных признаков разработанного способа при его реализации на практике обеспечивает комплексное воздействие на пласт, включающее очистку ПЗП скважины от кольматирующих частиц, АСП отложений и водонефтяных эмульсий и последующую обработку нефтенасыщенных интервалов пласта с целью увеличения их проницаемости. При этом условия реагирования растворов кислот с породой подобраны таким образом, что негативное воздействие продуктов реакции на пласт отсутствует. Это обеспечивает эффективное воздействие на коллектор с целью увеличения его проницаемости и увеличения продуктивности скважины по нефти.

Для реализации разработанного способа на практике используют следующие реагенты:

- соляная кислота, плавиковая кислота, товарные формы смеси соляной и плавиковой кислот; органические растворители: газовый конденсат, нефтяные дистилляты, нефрас, толуольная фракция, пиробензин, дизельное топливо, изопропиловый спирт, этиленгликоль, простые эфиры и другие аналогичные продукты;

- взаимные растворители: бутилцеллозольв, этилцеллозольв, диоксан, диметиловый эфир этиленгликоля, диэтиловый эфир этиленгликоля, этиловый эфир диэтиленгликоля, метиловый эфир дипропиленгликоля и т.д.

На практике разработанный способ реализуют следующим образом.

Первоначально в лабораторных условиях, моделирующих пластовые условия, исследуют динамику растворения породы соответствующего коллектора и определяют время достижения рН реакционной среды 4-5, когда не происходит выделение вторичного осадка. Определяют также оптимальное соотношение минеральных кислот в смеси.

Пример 1. В скважину закачивают раствор 9%-ной соляной кислоты из расчета 0,5-0,7 м³ на 1 метр перфорированного интервала низкопроницаемого терригенного коллектора. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (низкокипящий нефтяной дистиллят), дополнительно содержащий 20% мае. взаимного растворителя (этилцеллозольв), в объеме 0,3-0,4 м³ на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (12%-ный раствор соляной кислоты и 3%-ный раствор плавиковой кислоты), дополнительно содержащий 15% мас. взаимного растворителя (этилцеллозольв), в объеме 0,4-0,6 м³ на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время. После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.

Пример 2. В скважину закачивают раствор 12%-ной соляной кислоты, содержащей 0,5% неонола АФд-12, из расчета 0,5-0,7 ³ на 1 метр перфорированного интервала низкопроницаемого терригенного коллектора с повышенным содержанием карбонатов. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (нефрас) в объеме 0,3-0,4 м³ на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (9%-ный раствор соляной кислоты и 2%-ный раствор плавиковой кислоты), дополнительно содержащий 12% мас. взаимного растворителя (бутилцеллозольв), в объеме 0,5-0,6 м³ на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время. После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора или других технических средств (устройство УГИС, сваб) извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.

Пример 3 В скважину закачивают раствор 9%-ной соляной кислоты, содержащей 0,5% неонола АФ_9-6, из расчета 0,4-0,6 м³ на 1 метр перфорированного интервала карбонатного коллектора. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (газовый конденсат), дополнительно содержащий 10% мас. взаимного растворителя (бутиловый эфир триэтиленгликоля), в объеме 0,3-0,4 м³ на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (12%-ный раствор соляной кислоты и 3%-ный раствор уксусной кислоты) в объеме 0,6-0,7 м³ на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время (0,5-1 час). После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.

Пилотные испытания показали, при использовании нового способа продуктивность скважины может быть увеличена в 1,4-2,7 раза по сравнению с продуктивностью, достигаемой с помощью способа по прототипу.

Источники информации

1. Патент РФ 2096604, кл. 6 Е 21 В 43/27, 1997 г.

2. Патент РФ 2139425, кл. 6 Е 21 В 43/27, 1999 г. - ПРОТОТИП.