способ обработки призабойной зоны терригенного пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта включает закачку раствора, состоящего из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота (HCl)	10,5-12,7
Муравьиная кислота (НСООН)	12,2-15,8
Аскорбиновая кислота (С6Н8О6 )	0,5
Вода	71,0-76,8,

с технологической выдержкой в течение 17-22 ч, освоение скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, закачку фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с технологической выдержкой в течение 4-6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта (ПЗП) с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Известен способ увеличения притока нефти и газа, основанный на закачке в продуктивные пласты водных растворов соляной кислоты или смеси соляной с плавиковой кислотой и др. (Д.И.Булатов, Ю.Д.Качмар и др. Освоение скважин. 1999, с.342-343).

Недостатком этого способа является слабое проникновение кислотного раствора в пласт. Данный способ может использоваться только при простых кислотных обработках.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, когда повышение эффективности обработки призабойной зоны достигается за счет продавки нефтью на забой скважины раствора соляной кислоты, установки кислотной ванны и продавки соляной кислоты в призабойную зону пласта (ПЗП) без технологической выдержки, освоения пласта по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), закачки в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот с добавками ПАВ, выдержки 1-2 ч, освоении скважины по НКТ до расчетной продуктивности (Патент РФ 2278967, МПК 7 E21B 43/27. Заявл. 28.07.05. Опубл. 27.06.06. ОАО Татнефть Н.Г.Ибрагимов и др.).

Недостатком этого способа является низкая проникающая способность кислотного состава в пласт и ограниченное время выдержки кислоты в ПЗП. Данный способ пригоден к использованию преимущественно на нефтяных скважинах.

Задача, на решение которой направлено изобретение, - повышение проницаемости призабойной зоны скважины.

Технический результат - увеличение глубины проникновения кислотного раствора в пласт.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающем продавку раствора соляной кислоты на забой скважины, установку кислотной ванны и продавку соляной кислоты в ПЗП, без технологической выдержки, освоение пласта по колонне НКТ, закачку в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот с добавками ПАВ, выдержку 1-2 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности, в отличие от прототипа в ПЗП скважины продавливают раствор, состоящий из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота (HCl)	10,5-12,7
Муравьиная кислота (HCOOH)	12,2-15,8
Аскорбиновая кислота (C6H8O6 )	0,5-0,5
Вода	76,8-71,0,

С технологической выдержкой от 17 до 22 ч, освоение пласта по НКТ, закачка в ПЗП фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота (HCl)	10,5-12,7
Плавиковая кислота (HF)	3,0-5,1
Вода	86,5-92,2

с выдержкой от 4 до 6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности.

Для выполнения технологии могут быть использованы следующие кислоты:

- кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 39-05765670 - ОП - 212-95, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 6-01-04689381-85-92,

- кислота муравьиная техническая по ГОСТ 1706-78,

- кислота аскорбиновая по регистрационному номеру Р.73.941.12; Р.75.850.4,

- кислота плавиковая (фтористоводородная) по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 6-08-397-77.

Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают НКТ на 5-6 м выше интервала перфорации, с помощью цементировочного агрегата приготавливают кислотный раствор для закачки в пласт. Для этого в воду вводят расчетное количество соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот и перемешивают. Затем при помощи насосных агрегатов осуществляют продавку в пласт расчетного объема кислотного раствора дизельным топливом или газоконденсатом в количестве 1,0-5,0 м³ на 1 м перфорированной толщины. Выдержка кислотного раствора для реагирования составляет от 17 до 22 ч, далее скважину осваивают для извлечения из пласта всего объема кислотного раствора, продуктов реакции и частиц загрязнений. Затем в пласт продавливают расчетный объем фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с выдержкой от 4 до 6 ч, осваивают скважину по НКТ, проводят промысловые геофизические исследования, определяют ее продуктивность и вводят ее в эксплуатацию.

Новая совокупность заявляемых существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет целенаправленных физико-химических воздействий химреагентами различной функциональной назначенности с последующим освоением скважины для извлечения продуктов реакции и получения промышленного дебита.

Предложенный раствор, состоящий из смеси соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, обладает высокопроникающими способностями и обладает замедленным воздействием на продуктивный пласт из-за присутствия в его составе муравьиной кислоты самой сильной в ряду карбоновых кислот (в 10 раз сильнее, чем уксусная кислота), аскорбиновая кислота усиливает действие соляной кислоты.

В качестве модели пластов, обрабатываемых данным кислотным раствором, использован керн валанжинских отложений, представленный терригенными поровыми коллекторами. Отбирались образцы песчаников диаметром 3,0 см и длиной 3,0 см. Образцы керна предварительно экстрагировались, в них моделировалась начальная нефтенасыщенность и определялись коллекторские свойства. Устанавливали образец керна в кернодержатель установки, где моделировались пластовые условия. Для нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура плюс 80°C, эффективное давление - 30 МПа. После прокачки через керн трех объемов керосина определялась проницаемость по керосину. Закачку кислотного раствора проводили со стороны противоположной фильтрации керосина, который выдерживали в образце до момента окончания химической реакции с породой в течение 17-22 ч. Процесс освоения скважины моделируется закачкой керосина при давлении, равном депрессии, прикладываемой к пласту, равной 9,0 МПа. После очистки порового пространства от остатков кислотного раствора и осадков химической реакции определяли проницаемость по керосину. С целью растворения глинистой составляющей цемента пород-коллекторов в образец закачивали фтористоводородный раствор, состоящий из смеси соляной и плавиковой кислоты с выдержкой от 4 до 6 ч. После окончания выдержки раствора моделировали процесс освоения скважины при депрессии 9 МПа, очищали поровое пространство от остатков раствора и химических осадков и определяли проницаемость по керосину.

Результаты по закачке кислотных составов в образцы керна приведены в таблице. Из полученных результатов экспериментов следует вывод, что раствор, состоящий из соляной, муравьиной и аскорбиновой кислот, которым проводят предварительную обработку образцов восстанавливает проницаемость на 80,0%-97,4%, так как в данном растворе растворяются карбонаты и железосодержащие минералы. Окончательная обработка фтористоводородным раствором позволяет увеличить проницаемость до 116,0% за счет растворения глинистой составляющей породы-коллектора. В связи с тем, что заявляемый состав является медленнодействующим, решающее значение при обработке ПЗП имеет время выдержки раствора на реагирование 17-22 ч и окончательное время выдержки фтористоводородного состава 4-6 ч.