способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и кислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве кислотного раствора используют фторсодержащую смесь и Катапин КИ-1 при следующем содержании компонентов, мас.%:

Фторсодержащая смесь - 95 - 99,5

Катапин КИ-1 - 0,5 - 5

и при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора 2:1 - 0,5:1 соответственно.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель перед закачкой кислотного раствора выдерживают в пласте до полного растворения асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что кислотный раствор продавливают или растворителем, или нефтью, или водным раствором ПАВ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Известны способы кислотной обработки призабойной зоны пласта, основанные на применении поверхностно-активных веществ (ПАВ), ингибиторов коррозии, полярных и неполярных органических растворителей и других химических реагентов [1,2].

Эти технические решения характеризуются недостаточной технологической и экономической эффективностью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны пласта [3], заключающийся в последовательной закачке в пласт растворителя и кислотного раствора.

Этот способ характеризуется недостаточной эффективностью.

Целью изобретения является повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта (ПЭП) добывающих скважин.

Цель достигается тем, что в известном способе, включающем последовательную закачку в ПЭП растворителя и кислотного раствора, в качестве кислотного раствора используют фторсодержащую смесь и Катапин КИ-1 при следующем содержании компонентов, мас.%:

Фторсодержащая смесь - 95-99,5

Катапин КИ-1 - 0,5-5

и при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5-1 соответственно.

В качестве растворителя используют любой растворитель или смесь растворителей, способные эффективно растворять АСПО конкретного месторождения.

Фторсодержащую смесь готовят путем смешения плавиковой и соляной кислот или растворением бифторида или фторида аммония или их смеси в соляной кислоте или используют промышленно производимые смеси соляной и плавиковой кислот (ТУ 6-01-14-78-91). Фторсодержащая смесь содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода.

Реагент Катапин КИ-1 представляет собой водный раствор следующего состава, мас.%:

Катапин Б-300 - 25

Уротропин - 25

Вода - Остальное.

Кислотный раствор готовят путем смешения фторсодержащей смеси и реагента Катапин КИ-1.

Назначение оторочки растворителя заключается в растворении АСПО, кольматирующих нефтенасыщенные пропластки, и удалении продуктов реакции кислотного раствора с породой из пласта.

Кислотный раствор, растворяя породу коллектора, повышает ее проницаемость, что облегчает приток нефти к скважине из пласта. Растворение терригенной породы коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂+4HF=2H₂O+SiF₄

H₄Al₂Si₂O₉+8HF+6HCl= 2AlCl₃+2SiF₄+9H₂O

Растворение карбонатов происходит по следующим реакциям:

CaCO₃+2HCl=CaCl₂+H₂O+CO₂

MgCO₃ + 2HCl = MgCl₂ + H₂O + CO₂

Образующийся фтористый кремний способен гидролизоваться

SiF₄ + 3H₂O = 4HF + H₂SiO₃

Соляная кислота препятствует быстрому выпадению осадка кремниевой кислоты из раствора, а также растворяет гидроксиды железа, кольматирующие призабойную зону пласта

Fe(OU)₃ + 3HCl = FeCl₃ + 3H₂O

Катапин КИ-1 замедляет скорость реакции фторсодержащей смеси с породой коллектора, что повышает глубину проникновения кислотного раствора в пласт, снижает поверхностное натяжение на границе раздела нефть/вода, что облегчает проникновение кислотного раствора в нефтенасыщенный пласт, гидрофобизует поверхность породы и способствует выносу продуктов реакции из пласта, а также предохраняет от коррозии поверхностное и подземное оборудование.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально подбирают по общепринятым методикам эффективный растворитель для АСПО конкретного месторождения. В качестве растворителей используют растворители типа "Нефрас", толуол, бензол, толуольно-бензольную фракцию, легкую пиролизную смолу, широкую фракцию легких углеводородов, нестабильный бензин и т. п. или смеси растворителей. Одновременно определяют время, необходимое для полного растворения АСПО.

Закачка в призабойную зону пласта оторочки растворителя АСПО осуществляется через насосно-компрессорные трубы (НКТ), нижний конец которых устанавливается на уровне нижней отметки интервала перфорации. После окончания растворения АСПО в призабойную зону пласта закачивают кислотный раствор и продавливают его растворителем, нефтью или водным раствором ПАВ (0,5 мас.% растворы неионогенных или катионактивных ПАВ).

Соотношение объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5:1 соответственно.

После завершения реакции кислотного раствора с породой коллектора производят промывку забоя скважины с изъятием отработанного раствора на поверхность и пуск скважины в эксплуатацию.

Промывка забоя скважины повышает эффективность выноса продуктов реакции из пласта, а промывка нефтью или растворителем дополнительно усиливает депрессию на пласт.

Способ кислотных обработок может быть применен для обработок призабойной зоны добывающих скважин на месторождениях с терригенными пластами при степени обводненности добываемой нефти не выше 70%.

Пример 1. Исследование взаимодействия кислотного раствора с породой месторождения проводили следующим образом. Первоначально нефтенасыщенную породу дезинтегрировали и отбирали фракцию менее 0,63 мм. Затем полученный дезинтегрированный керн экстрагировали от нефти спирто-бензольной смесью и сушили при 80 - 100^oC до постоянного веса. Реакцию кислотного раствора и породы коллектора проводили в реакторах из нержавеющей стали при 80^oC. После истечения времени реакции реактор быстро охлаждали и анализировали количество непрореагировавшего фтористого водорода методом обратного титрования с хлоридом кальция. Для этого содержимое реактора количественно с помощью 100 см³ дистиллированной воды переносили в полиэтиленовый стакан, содержащий раствор хлорида кальция с известной концентрацией. Затем раствор нейтрализовали до pH 6-7 1 н. раствором гидроксида калия и перемешивали. Отобранную аликвотную часть полученного раствора центрифугировали, прибавляли аммиачный буфер и титровали неосажденный кальций раствором трилона Б в присутствии индикатора эриохрома черного до перехода окраски индикатора от красной к синей. Данная методика позволяет достаточно легко определить время реакции кислотного раствора с породой коллектора. Результаты эксперимента приведены в табл. 1.

Полученные результаты показывают, что введение в глинокислоту реагента КИ-1 замедляет скорость реакции расходования фтористого водорода, что будет способствовать росту глубины проникновения кислотного раствора в пласт. Концентрация фтористого водорода в кислотном растворе незначительно отражается на времени расходования фтористого водорода. Содержание хлористого водорода слабо влияет на время реакции, что связано с низкой карбонатностью использованных образцов породы коллектора.

Пример 2. Подбор растворителя для удаления АСПО осуществляли по следующей методике. Навеску в 5 г АСПО в течение двух часов встряхивали с 20 см³ растворителя в плотно закрытых конических колбах. После этого растворитель методом декантации сливали, центрифугировали для удаления взвешенных частиц и сушили под вакуумом до постоянного веса. Сухой остаток взвешивали и рассчитывали растворимость АСПО. Результаты эксперимента приведены в табл. 2

Полученные результаты показывают, что для растворения АСПО данного месторождения лучше всего подходит Нефрас А 150/330 или его смеси с Нефрас С4 130/350.

Пример 3. Проверку эффективности предлагаемого способа проводили в ходе фильтрационных опытов. Методика эксперимента была следующей. Цилиндрические образцы керна с диаметром 2,8 см выпиливали из нефтенасыщенной породы Тевлино-руссиновского месторождения и экстрагировали полученные образцы спирто-бензольной смесью. Затем керны насыщали сеноманской водой и фильтровали через них 12-14 поровых объемов нефти Тевлино-Руссиновского месторождения и измеряли начальную проницаемость керна по нефти (К₁). После этого, в противоположном направлении через керн прокачивали 2,0 порового объема растворителя Нефрас А 150/330 (во всех экспериментах, кроме 1) и 2,0 порового объема кислотного раствора и фильтрацию останавливали для полного завершения реакции кислоты с породой. Затем в первоначальном направлении через керн фильтровали 3-4 поровых объема нефти и измеряли проницаемость керна по нефти после обработки (К₂). Все эксперименты проводили при 80^oC и постоянной объемной скорости фильтрации 6 см³/ч. Результаты эксперимента приведены в табл. 3.

Полученные данные показывают, что по сравнению с прототипом эффективность воздействия увеличилась в 1,5 - 2,4 раза.

Применение предлагаемого способа повышает эффективность и успешность кислотных обработок призабойных зон добывающих скважин по сравнению с прототипом.