реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве кислотного компонента он содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированный частично гидролизованный
хлористый алюминий	30,0-85,0
Поверхностно-активного вещество	0,1-10,0
Фторид калия	1,0-1,5
Растворитель	10,0-69,0
Вода	Остальное

2. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислотного состава, продавку его в пласт, выдержку и удаление продуктов реакции из призабойной зоны, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава берут реагент по п.1.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что закачку реагента ведут циклически.

4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что продукты реакции удаляют из призабойной зоны методом депрессии или продавливают в пласт.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам и способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий хлорсодержащий реагент хлорид аммония или ингибированную соляную кислоту (1,0-5,0), фторсодержащий реагент - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,0-5,0) и дополнительно - полигликоли (10,0-40,0) и алкил-бензолсульфокислоту (10-30) (см. Патент РФ №2243369, 7 Е21В 43/27).

Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту (8,0-15,0), в качестве фторсодержащего реагента - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,5-10,0), борную кислоту (1,0-3,0) и дополнительно изопропиловый спирт (5,0-10,0) и "Алкилфосфат-Химеко", или "Эфирокс-7", или "Фосфол-10" (0,5-2,0) (см. Патент РФ №2244816, Е21В 43/27).

Недостатками известных составов является низкая эффективность, связанная с высокой скоростью реакции композиций с карбонатными составляющими терригенной породы и малой глубиной проникновения активного кислотного и фторсодержащего реагента обусловленная образованием нерастворимого осадка - фтористого кальция (CaF₂), а также потеря энергетики реагента непосредственно вблизи от ствола скважины. В результате снижается эффективность обработок.

Существенными недостатками известных составов являются дефицитность и дороговизна используемых химических веществ.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь ингибированной соляной 3-23 и фтористоводородной кислот 0,5-5, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, оксиэтилендифосфоновую кислоту и/или уксусную кислоту 0,05-6, взаимный растворитель 10-30 и воду (см. Патент РФ №2249101, 7 Е21В 43/27).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность обработки призабойной зоны вследствие недостаточной проникающей способности его в глубь пласта, высокой скорости реакции кислотной композиции с породой, невозможности предотвращения последующего осаждения нерастворимых соединений в пласте, а также коррозионная активность по отношению к металлическому нефтепромысловому оборудованию.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащие различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр.28-40).

Недостатками описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных композиций.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающим последовательную закачку буферной жидкости и кислотного состава, продавку его в пласт при помощи буферной жидкости, выдержки на реакцию и последующее удаление продуктов реакции (см. Патент РФ №2242604, 7 Е21В 43/27).

Способ недостаточно эффективен ввиду того, что применяемый реагент узкофункциональной назначенности. Он не может обеспечить полное удаление из призабойной зоны всех видов загрязнения и не позволяет, таким образом, провести максимально глубокую и полную обработку призабойной зоны пласта. Также недостатком известного способа является низкая эффективность обработок нефтяного пласта в условиях трудноизвлекаемых запасов (сложные коллекторы, тяжелые нефти). В процессе закачки в призабойной зоне пласта происходит отложение высокомолекулярных компонентов нефти, замедляющих реакцию закачиваемого реагента с породами пласта.

Изобретение направлено на создание реагента для кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта и интенсификации добычи, обладающего свойствами изменять фильтрационно-емкостные характеристики нефтяного пласта, и способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта при разработке нефтяных месторождений на участках с трудноизвлекаемыми запасами нефти с применением реагента.

Поставленная задача решается так, что реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, в качестве кислотного компонента содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем содержании компонентов, мас.%:

Ингибированный частично гидролизованный

Хлористый алюминий	30-85,0
Поверхностно-активного вещество	0,1-10,0
Фторид калия	1,0-1,5
Растворитель	10,0-69,0
Вода	Остальное

а также так, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем закачку кислотного состава, продавку его в пласт, выдержку и удаление продуктов реакции из призабойной зоны, в качестве кислотного состава берут реагент по п.1.

В вариантах способа:

1) в способе по п.2, закачку реагента ведут циклически;

2) в способе по п.2 или по п.3, продукты реакции удаляют из призабойной зоны методом депрессии или продавливают в пласт;

Гидроксохлористый алюминий берут по ТУ 38.302163-94;

Фторид калия берут по ГОСТ 10067-80;

В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ_9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ_9-6, АФ_9-4 по ТУ 38.50724-87, Дипроксамин-157(-65) по ТУ 6-14-614-76 или ТУ 38-1011128-87.

В качестве растворителя используют, например, технический глицерин по ГОСТ 6259-75, метиловый спирт по ГОСТ 2222-95, этиловый спирт по ГОСТ 18300-80, метилэтилкетона по ТУ 6-09-782-76, изопропиловый спирт, массовая доля вещества 96,0% по ГОСТ 9805-84. полигликоли по ТУ 2422-007-0576801-93, ацетон по ГОСТ 2768-84.

В качестве продавочной жидкости может быть использована углеводородная жидкость, например безводная нефть, пластовая вода или технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор.

Предлагаемый реагент готовят при 25°С при перемешивании компонентов в различной последовательности. Реагент устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от -50°С до +70°С, а также не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования и не ухудшает товарные характеристики нефти.

Приводим пример приготовления реагента.

В колбу емкостью 1000 см³, снабженную мешалкой, последовательно при температуре 50°С и перемешивании вливают раствор ингибированного частично гидролизованного хлористого алюминия и поверхностно-активного вещества. Далее добавляют фторид калия и водорастворимый растворитель и доводят водой до 100%. Нагревают и перемешивают в течение 60 минут до получения однородной массы. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.

Таблица 1
№ п/п	Компонентный состав, мас.%
	Гидроксохлористый алюминий	Фторид калия	Растворитель		Поверхностно-активные вещества		Вода
1	30	1.0	Технический глицерин	20	Неонол АФ9 -12	0,1	остальное (0,5)
			Полигликоли	3
			Метиловый спирт	5,3	Дипроксамин-157	0,1
			Ацетон	40
2	39	1.5	Технический глицерин	10	неонол АФ9 -12	0,1	остальное (1)
			Полигликоли	5
			Метилэтилкетон	40
			Изопропиловый спирт	3,4
3	45	1.4	Технический глицерин	20	неонол АФ9-12	0,1	остальное (15)
			Полигликоли	10	Дипроксамин-157	0,4
			Этиловый спирт	8,1
4	56	1.4	Технический глицерин	10	неонол АФ9 -12	10	остальное (7)
			Полигликоли	7
			Этиловый спирт	8,6
5	65	1.5	Технический глицерин	5	Дипроксамин-157	10	остальное (5)
			Полигликоли	5
			Изопропиловый спирт	8,5
6	73	1.4	Технический глицерин	5	Неонол АФ 9-12	5	остальное (15,6)
			Полигликоли	5	Дипроксамин-157	0,5	(17)
			Метиловый спирт	3,1
7	80	1.3	Технический глицерин	5	Неонол АФ9-12	0,5	остальное (13,2)
			Метилэтилкетон	2,2	Дипроксамин-157	0,5	(16)

Определяют свойства предлагаемого реагента:

- совместимость компонентов реагента ГХА;

- способность предлагаемого состава предотвращать образование нефтекислотных эмульсий;

- межфазное поверхностное натяжение на границе реагент - углеводород;

- скорость коррозии стали в реагенте;

- скорость растворения пород с карбонатом и глиной при температуре 25°С;

Совместимость определяют по отсутствию расслоения реагента и образование осадков при температуре 20-70°С.

Способность предлагаемых реагентов предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фазы после встряхивания равных объемов нефти и реагента в градуированной пробирки через сито с размером ячейки 0,149 мм, в случай образования эмульсии на сите оставались следы.

Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (керосина) определяют в полученных реагента при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.

Скорость коррозии стали, г/м²-час, определяют по общепринятой методике по потери массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25·20·0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом реагенте при 20°С.

Исследовали растворяющую способность предлагаемого реагента и состав по прототипу по отношению к породе с включениями карбоната или глины.

Для проведения испытания по растворению породы берут кварцевые трубки (цилиндры) размером

- наружный диаметр цилиндра, D_Н=10 мм;

- внутренний диаметр цилиндра, D_ВН=7 мм;

- высота цилиндра, Н=20 мм;

- площадь их поверхности, S=11,5 см ^2.

Растворение породы реагентом определяли по общепринятой методике.

Результаты лабораторных опытов приведены в таблице 2.

Таблица 2
№ реагента из таблице 1	Межфазное натяжение на границе с, мН/м	Скорость коррозии, г/м-час	Порода с карбонатом, растворение при 25°С		Порода с глиной, растворение при 25°С
			Время контакта, час	Доля растворенный породы,%	Время контакта, мин	Доля растворенный породы,%
1	2.97	0.23	0.5	0.32	5	3.90
			1	0.46	10	8.97
			10.0	0.9	15	9.89
2	3.33	0.25	0.5	0.28	5	6.56
			1	0.45	10	12.89
			10.0	0.85	15	18.56
3	5.44	0.20	0.5	0.30	5	7.01
			1	0.42	10	10.06
			10.0	0.78	15	13.67
4	1.25	0.18	0.5	0.23	5	6.99
			1	0.47	10	11.14
			10.0	0.70	15	15.9
5	0.38	0.19	0.5	0.19	5	5.56
			1	0.35	10	7.9
			10.0	1.0	15	13.26
6	0.23	0.17	0.5	0.30	5	4.09
			1	0.45	10	6.33
			10.0	1.1	15	9.78
7	0.24	0.15	0.5	0.35	5	3.08
			1	0.46	10	5.12
			10.0	1.3	15	8.7
прототип	18.24	0.54	0.5	0.050	5	46.32
			1	0.45	10	14.12
			10.0	0.59	15	5.27

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого реагента показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью не образуется: смеси нефти и реагент после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин.

Как следует из таблицы 2, скорость растворяющей способности реагента значительно ниже, чем состав по прототипу, причем со временем она увеличивается, что позволяет увеличить глубину обработки и охват пласта воздействием и, следовательно, эффективность кислотной обработки оказывается выше, чем у прототипа.

Депрессионное воздействие осуществляют методами: свабирования, снижения уровня жидкости в скважине, компрессирования, замены скважиной жидкости пенными системами и другими используемыми в нефтепромысловой практике технологическими приемами.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину под обработку. В призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины через технологические НКТ посредством насосного агрегата закачивают заявляемый реагент и продавливают его в пласт продавочной жидкостью. Проводят технологическую выдержку. Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После истечения времени реагирования в пласте образуются подвижные комплексы, которые могут быть легко извлечены на поверхность депрессионными методами (свабированием) или продавлены в глубь пласта.

После обработки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности реагента заявленным способом обработки призабойной зоны нефтяного пласта с его применением.

Пример 1.

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины. Спускают технологические НКТ с установкой перо-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При открытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата доводят до интервала перфорации 3,5 м реагента, закрывают межтрубную задвижку и докачивают оставшийся объем реагента - 3,5 м ³. Продавливают рабочий объем в пласт 6 м ³ товарной нефти. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. По истечении времени реагирования депрессионным воздействием - свабированием - извлекают 20 м³ отработанного состава с водой, нефтью и продуктами реакции. Промывают скважину до забоя. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

До обработки дебит скважины был 0,5 т/сут, после обработки стал 5,5 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилась и осталась на уровне 24%.

Пример 2.

Обрабатывают призабойную зону водонагнетательной скважины. Выполняют технологические операции, как в примере 1. По истечении времени реагирования продавливают продукты реакции глубоко в пласт 20 м³ технологической воды.

После проведения обработки приемистость водонагнетательной скважины увеличилась с 134 м³/сут и достигла 288 м ³/сут.

Примеры 3-7 проводились аналогично примерам 1-2.

Пример 8. Выполняют технологические операции, как в примере 7. Закачку ведут в 2 цикла, продавливают технологической жидкостью после каждого цикла.

Пример 9 по прототипу.

Данные по примерам 1-9 сведены в таблицу 3.

Таблица 3
Результаты промысловых испытаний
номер примера	категория скважины	Тип коллектора	Приемистость, м3/сут		Дебит нефти, т/сут		№ реагента из таблицы №1
			до обработки	после обработки	до обработки	после обработки
1	доб.	карбонатный			0,5	5,5	7
2	наг.	терригенный	134	288			2
3	доб.	терригенный			1,5	3,0	1
4	наг.	карбонатный	57	142			3
5	доб.	карбонатный			1,7	4,1	5
6	доб.	карбонатный			0,8	3,6	4
7	доб.	терригенный			2,1	5,2	6
8	наг.	терригенный			2,5	7,3	3
9 прототип	доб.				7,2	9,2

По данным таблицы 3 видно, что использование предложенного реагента и способа позволяет существенно увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.