способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии и выдержку кислотной микроэмульсии, отличающийся тем, что после выдержки кислотной микроэмульсии дополнительно последовательно закачивают в призабойную зону водорастворяющий растворитель и 0,1 - 5 мас.%-ный углеводородный раствор гидрофобизирующего катионактивного поверхностно-активного вещества при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего катионактивного поверхностно-активного вещества 1 : (0,28 - 0,32) : (0,95 - 1,0).

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойных зон добывающих скважин для продуктивных мало- и среднепроницаемых пластов.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону кислотного раствора. Недостатком способа является повышенная скорость растворения породы в кислотном растворе, малая глубина обработки и нерастворимость асфальтосмолопарафиновых отложений.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойных зон добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии [1] . Недостатком способа-прототипа является быстрое обводнение продукции скважины вследствие быстрого восстановления водопроницаемости и снижения добычи нефти.

Целью изобретения является увеличение добычи нефти за счет возрастания периода восстановления конечной водопроницаемости.

Указанная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии и выдержку кислотной микроэмульсии, после выдержки закачанной кислотной микроэмульсии в призабойную зону дополнительно последовательно закачивают водорастворяющий растворитель и углеводородный раствор гидрофобизирующего поверхностно-активного вещества (ПАВ) при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ 1:(0,28 - 0,32): :(0,95-1,0).

Существенными признаками являются:

закачка в призабойную зону кислотной микроэмульсии;

выдержка кислотной микроэмульсии;

дополнительная последовательная закачка в призабойную зону водорастворяющего растворителя;

закачка углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ;

объемное соотношение кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ 1: (0,28-0,32): (0,95- -1,0).

Изобретение осуществляется следующим образом.

В призабойную зону добывающей скважины с проницаемостью до 0,4 мкм²закачивают кислотную микроэмульсию в известных количествах и при известном составе, например, 0,5-11 м³ на 1 м обрабатываемой толщины при составе кислотной микроэмульсии, мас.%: отработанный абсорбент марки А - 54, неонол АФ9-6 16, кислота соляная 16%-ная 30). Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 8-12 ч. Затем в обрабатываемую призабойную зону закачивают любой известный водорастворяющий растворитель (полуполярную жидкость из класса кетонов, спиртов, гликолей, альдегидов, например ацетон, метиловый спирт, формалин, этиленгликоль или их смеси) в объеме, относящемся к объему закачанной ранее кислотной микроэмульсии, как (0,28-0,32):(0,95-1,0). Непосредственно вслед за водорастворяющим растворителем в призабойную зону закачивают углеводородный раствор гидрофобизирующего ПАВ известного состава, например раствор ПАВ марки "Дон-52" или АТМ10-16 в керосине, дизельном топливе, нефти, бензине при содержании ПАВ в растворе 0,1-5 мас. % в объеме раствора, относящемся к объему закачанной ранее кислотной микроэмульсии, как (0,95-1):1.

Закачкой кислотной микроэмульсии обеспечивают очистку обрабатываемой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины, что приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны и повышению продуктивности скважины по жидкости. Однако, как будет показано ниже, обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией не обеспечивает замедление обводненности продукции после обработки и может сопровождаться возрастанием обводненности продукции сверх уровня до обработки. Таким образом, эффективность от обработки призабойной зоны добывающей скважины кислотной микроэмульсией за счет увеличения коэффициента продуктивности скважины по жидкости со временем падает и может превратиться в отложение за счет быстрого обводнения продукции скважины из-за возрастания водопроницаемости. При обработке по изобретению количество кислотной микроэмульсии выбирают по известным рекомендациям из расчета 0,5-11 м³/м обрабатываемой толщины с тем, чтобы обработать микроэмульсией весь поровый объем обрабатываемой призабойной зоны.

Закачка углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ, например 2%-ный раствор ПАВ "Дон-52" в керосине. Количество закачиваемого углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ также выбирают из условия заполнения порового объема обрабатываемой призабойной зоны после закачки водорастворяющего растворителя при насыщенности (0,95-1^о). Поэтому объемное соотношение закачиваемой кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ составляет 1: (0,95-1,0). Назначение углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ хорошо известно - это гидрофобизация поверхности нефтеводонасыщенной пористой среды с целью увеличения проницаемости по нефти. Однако проведенными специальными предварительными исследованиями установлено, что качество гидрофобизации поверхности пористой нефтеводонасыщенной среды при обработке углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ, а также эффективность снижения водопроницаемости или увеличения периода ее восстановления зависит от качества гидрофобизируемой поверхности, значения абсолютной проницаемости породы и соотношения объемных расходов нефти и воды, фильтруемых через обработанную гидрофобизированную пористую среду. Установлено, что гидрофобизирующий эффект существенно снижается при наличии в пористой среде воды, а также в пористых средах с проницаемостями от 0,8 мкм² и выше. Дополнительными исследованиями выявлено, что воздействие кислотной микроэмульсией обеспечивает увеличение абсолютной проницаемости обработанной пористой среды до двух раз. С учетом этого область эффективного применения предлагаемого изобретения ограничена проницаемостью обрабатываемой призабойной зоны до 0,4 мкм².

Таким образом, предварительная обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией необходима для усиления гидрофобизирующего эффекта (удаление асфальтосмолопарафиновых отложений) и для увеличения нефтепроницаемости при снижении водопроницаемости и увеличении периода ее восстановления. Операции закачки кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ в указанной последовательности закачки обеспечивают одновременное усиление эффектов от обработки микроэмульсией за счет дополнительного гидрофобизирующего воздействия и гидрофобизующего эффекта за счет предварительного удаления асфальтосмолопарафиновых веществ.

Обработка призабойной зоны кислотной микроэмульсией перед закачкой углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ тем не менее не может обеспечить наибольшего гидрофобизующего эффекта из-за оставления водной фазы на поверхности пористой среды.

Также проведенными авторами исследованиями установлено, что при контакте углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ с нейтрализованной кислотной микроэмульсией наблюдается выпадение ПАВ из углеводородного раствора, что существенно снижает эффективность гидрофобизирующего воздействия углеводородного раствора ПАВ на обрабатываемую пористую среду.

Исходя из этих соображений, авторами было установлено, что водорастворяющие растворители (такие полуполярные жидкости, как спирты, альдегиды, кетоны, гликоли или их смеси) одновременно обладают свойствами влагопоглотителей и стабилизаторов углеводородных растворов гидрофобизирующих ПАВ при их контакте с нейтрализованными кислотными микроэмульсиями.

Таким образом, в изобретении предусмотрена закачка водорастворяющего растворителя в призабойную зону добывающей скважины после кислотной микроэмульсии с внешней углеводородной фазой и перед углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ.

Расчетное количество закачиваемого водорастворяющего растворителя или смеси их определяется его расходованием на удаление водной фазы из призабойной зоны, ранее обработанной микроэмульсией, и на стабилизацию углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ при его контакте с нейтрализованной кислотной микроэмульсией.

Из многочисленных исследований известно, что полное удаление жидкости из пористой среды обеспечивается закачкой растворителя в количестве 0,15 от объема пор среды, занятой вытесняемой жидкостью. Применяемые известные кислотные микроэмульсии в своем составе имеют 0,4-0,6 по объему водной фазы. Диапазон применения этих микроэмульсий по водонасыщенности обрабатываемых призабойных зон составляет 0,1-0,9. При заполнении обрабатываемой призабойной зоны общее количество водной фазы в долях порового объема составит в этом случае 0,5-0,8, для удаления чего потребуется, соответственно 0,15х0,5 = 0,75 и 0,15 х 0,8 = 0,12 поровых объемов водорастворяющего растворителя. Итак, на удаление водной фазы из обрабатываемой призабойной зоны необходимо 0,08-0,12 поровых объемов водорастворяющего растворителя. Проведенными авторами исследованиями установлено, что при контакте нейтрализованной кислотной микроэмульсии и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ в равных объемах стабилизация последнего обеспечивается введением в систему водорастворяющего растворителя в количестве 0,2 от каждого из контактирующих объемов.

Общее количество водорастворимого растворителя или их смеси, таким образом, составляет (0,2 + 0,08 = 0,28) - (0,2 + 0,12 = =0,32) от объема пор обрабатываемой призабойной зоны.

Таким образом, объемное соотношение закачиваемых в призабойную зону добывающей скважины количеств кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя или смеси их и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ составляет 1:(0,28-0,32):(0,95-1,0).

Предлагаемым изобретением может быть предусмотрена выдержка закачанных жидкостей в призабойной зоне после введения раствора гидрофобизирующего ПАВ в течение 8-12 ч для завершения адсорбционно-гидрофобизирующих процессов.

Были проведены опыты, в которых определяли время восстановления водопроницаемости водонефтенасыщенной пористой среды с абсолютной проницаемостью 0,280 мкм².

В опыте 1 пористую среду последовательно насыщают водой, воду вытесняют нефтью, а нефть - снова водой. При этом определяют начальную водопроницаемость, проницаемость по воде в присутствии остаточной нефти и время восстановления водопроницаемости (от момента начала вытеснения нефти водой и до момента восстановления стабильного значения водопроницаемости в присутствии остаточной нефти.

Данные опытов приведены в таблице.

В опыте 1 (прототип) дополнительно последовательно закачивают кислотную микроэмульсию (отработанный абсорбент - 54%, неонол АФ9-6 - 16%, 16%-ная соляная кислота - 30%) в количестве одного порового объема, выдерживают ее в пористой среде в течение 12 ч, после чего в пористую среду закачивают воду. Определяют значения водопроницаемости и времени ее восстановления (от момента начала вытеснения кислотной микроэмульсии и до установления стабильного значения).

В опыте 3 через образец модельной пористой среды последовательно прокачивают воду, нефть, воду, 0,3 объема пор ацетона и снова воду. Определяют значение конечной водопроницаемости после вытеснения ацетона и время ее восстановления.

В опыте 4 все операции опыта 2, включая закачку и выдержку кислотной микроэмульсии по примеру 2, дополняют последовательной закачкой ацетона в количестве 0,3 объема пор и воды. При этом определяют значение водопроницаемости и времени ее восстановления (от момента начала закачки воды после ацетона и до момента установления стабильного значения).

В опыте 5 все операции по опыту 1 повторяют и дополняют предварительной закачкой ацетона перед углеводородным раствором гидрофобизирующего ПАВ в количестве 0,3 объема пор. При этом определяют значения водопроницаемости и время ее восстановления, как и в опыте 5. Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 6). Состав раствора ПАВ по опыту 5.

В опыте 7 (по предлагаемому способу) все операции опыта 1 повторяют и дополняют следующими: 1) закачка одного объема пор кислотной микроэмульсии состава по опыту 2 с последующей выдержкой в пористой среде в течение 12 ч; 2) закачка 0,28 объема пор ацетона; 3) закачка одного порового объема углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ (2%-ный раствор "Дон-52" в легкой нефти) с последующей закачкой воды. При этом определяют значения водопроницаемости и время ее восстановления (от момента начала закачки воды после выдержки системы и до момента установления стабильного значения водопроницаемости). Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 7). Состав раствора ПАВ по опыту 5. Состав кислотной микроэмульсии по примеру 2 с той разницей, что вместо отработанного абсорбента использована легкая пиролизная смола.

В опыте 8 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 7 повторяют при закачке ацетона в количестве 0,3 объема пор. Результаты эксперимента приведены в таблице (строка по позиции 8). ПАВ растворяли в смеси нефти и керосина при их объемном соотношении 1:1.

В опыте 9 (по предлагаемому изобретению) все операции опытов 7 и 8 повторяют при закачке ацетона в количестве 0,32 объема пор. Результаты в таблице по строке позиции 9. В составе микроэмульсии в качестве углеводорода использован нефрас.

В опыте 10 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 8 повторяют при использовании в качестве водорастворяющего растворителя изопропилового спирта и бензола в качестве растворителя в углеводородном растворе гидрофобизирующего ПАВ. Результаты в таблице в строке по позиции 10.

В опыте 11 (по предлагаемому изобретению) все операции опыта 8 повторяют при использовании формалина в качестве водорастворяющего растворителя и бензина в качестве растворителя в углеводородном растворе гидрофобизирующего ПАВ, где в качестве ПАВ используют АТМ10-16 (алкилтриметиламмоний хлорид). Результаты в таблице в строке по позиции 11.

Поверхностно-активное вещество "Дон-52" выпускают согласно ТУ 38.507-63-062-89.

Катионное поверхностно-активное вещество АТМ10-16 выпускают согласно ТУ 38.507-63-016-89.

Из данных таблицы следует, что предлагаемое изобретение (позиции 7-10) обеспечивает период восстановления водопроницаемости 263-285 мин, существенно превышающий отмеченный для прототипа в 32 мин., а также сумму периодов по способам поз.2+3 - 56 мин., 2+3+4 - 181 мин. и 2+3+6 - 188 мин., что обоснует заявленный механизм достижения цели изобретения. То есть, изобретение обеспечивает синергический эффект относительно периода восстановления водопроницаемости, достигаемого в отдельности в примерах 2-6.

Итак, изобретение обеспечивает примерно в шесть раз больший период восстановления конечной относительной водопроницаемости по сравнению со способом-прототипом до меньших значений (в среднем 0,33 против 0,40 по прототипу), что приводит к существенному снижению среднеинтегрального за период восстановления водопроницаемости значения водопроницаемости К_в.

При этом пропорционально снижается и среднеинтегральное за этот период значение обводненности продукции Пв, так как:

n_в(t) = , (1) где t - время; q_в(t) - дебит скважины по воде;

q_н(t) - дебит скважины по нефти. Но

= , (2) где К_в(t) и K_н(t) - соответственно водо- и нефтепроницаемость,

_в - вязкость воды;

_н - вязкость нефти.

Экспериментально показано, что приближенно выполняется равенство:

К_в(t) _н + K_н(t) _в = const. (3)

Тогда

n_в(t) = ZK_в (t), (4) где Z - коэффициент пропорциональности.

Известно, что добыча нефти Q_н за период t_в составит

Q_н= q_ж(t)[1-] t_в (5) где q_ж - дебит скважины по жидкости, в случае механизированной добычи это постоянная величина;

- среднеинтегральное значение обводненности продукции за период.

Для известного способа запишется

Q^п_н = q_ж[1-]t^п_в. (6)

Для предлагаемого способа запишется

Q_н^н=q_ж [1 - n_Вⁿ]t_Вⁿ (7)

(8)

t_в^н6t_вⁿ (9)

Тогда

6 (10)

То есть изобретение обеспечивает существенное (в 6 раз) увеличение добычи нефти за период t_В.

П р и м е р 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины с поровым объемом 10 м³. В призабойную зону закачивают 10м³ кислотной микроэмульсии состава, мас. %: легкая пиролизная смола - 54%, неонол АФ_9-6 - 16% , 16% -ная соляная кислота - остальное. Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 12 ч. Затем закачивают в призабойную зону ацетон в количестве 0,3 х 10 = 3 м³ и вслед за ним - 2%-ный раствор ПАВ "Дон-52" в керосине и в количестве 9,8 м³, после чего скважину запускают в работу. Соотношение объемов микроэмульсии, ацетона и углеводородного раствора ПАВ составляет соответственно 1:0,3:0,98. После обработки в течение 24 дней дополнительно получено 470 т нефти.

П р и м е р 2. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины с поровым объемом 25 м³. В призабойную зону закачивают кислотную микроэмульсию в количестве 25 м³ следующего состава, мас.%: тощий абсорбент - 54%, неонол А_Ф9 - 6 - 16%, 16%-ная соляная кислота - остальное. Закачанную кислотную микроэмульсию выдерживают на реакцию в течение 9 ч. Затем закачивают в призабойную зону изопропиловый спирт в количестве 0,32 х 25 = 8 м³ и вслед за ним закачивают 1%-ный раствор ПАВ АТМ10-16 в бензине в количестве 25 м³, после чего запускают скважину в работу. Соотношение объемов микроэмульсии, изопропилового спирта и углеводородного раствора ПАВ составляет соответственно 1: 0,32: 1. После обработки в течение 30 дней после обработки дополнительно добыто 1645 т нефти.

Применение изобретения обеспечивает увеличение добычи нефти в среднем на 11 т/cут при дебите нефти 100 т/сут.