способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, отличающийся тем, что углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с ПАВ и спиртосодержащим реагентом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивают смесь кислоты с ПАВ и спиртосодержащим реагентом с массовым соотношением кислота : спиртосодержащий реагент = 1 : 1.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки скважин.

Известен способ обработки скважин соляной кислотой [1], недостатком которого является низкая эффективность в условиях асфальтосмолопарафиновых отложений.

Известен способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя с ПАВ и кислоты (прототип) [2].

Прототип недостаточно эффективен, так как ПАВ переходит в нефть вместе с растворителем, а смачивающая способность кислоты остается недостаточной. Кроме того, после нейтрализации кислоты водонасыщенность призабойной зоны увеличивается, вследствие чего затрудняется фильтрация нефти.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки скважин карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения смачивающей способности кислотной оторочки и создания благоприятных условий для фильтрации нефти. Соответственно увеличится дебит скважины и снизится обводненность продукции. Сократится период освоения скважины и интенсифицируется добыча нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом.

Закачивают смесь кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом с массовым соотношением кислота: спиртсодержащий реагент = 1:1.

В качестве углеводородного растворителя закачивают нефрас A 150/330, нефрас A 120/200, C₄ 120/240, нефрас C₅ 150/350, дистиллат AC-1, AC-2 и AC-3 и т. п., которые фильтруются в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта, отмывают АСПО и снижают вязкость нефти. Соляная кислота с добавкой спиртосодержащего реагента и ПАВ реагирует с карбонатной горной породой с замедленной скоростью, причем скорость реакции с нефтенасыщенными интервалами продуктивного пласта не меньше, чем с водонасыщенными. Завершающая обработка углеводородным растворителем обеспечивает в призабойной зоне создание повышенной углеводородонасыщенности, увеличивает фазовую проницаемость по нефти, что приводит к увеличению дебита скважины по нефти и снижению обводненности.

Повышение эффективности способа достигается за счет экспериментально установленного авторами эффекта выравнивания скоростей реакции кислоты с водо- и нефтенасыщенной горной породой, достигаемого при заявляемой последовательности операций с применением кислоты в смеси с ПАВ и спиртсодержащим реагентом.

На фиг. 1-2 представлены результаты опытов по кинетике газовыделения при реакции 3 г дезинтегрированной нефте- и водонасыщенной карбонатной горной породы турнейского яруса Онбийского месторождения с 5 - кратным избытком кислотных составов.

На фиг. 1 видно, что соляная кислота 22% концентрации значительно быстрее реагирует с водонасыщенной породой, чем с нефтенасыщенной. Кроме того, степень выработки водонасыщенной породы больше, чем нефтенасыщенной.

На фиг. 2 видно, что возможно увеличение скорости реакции кислоты с карбонатной нефтенасыщенной породой за счет разбавления кислоты растворителем спиртовой природы и добавки АФ₉-12 (0.5%).

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка в скважину углеводородного растворителя.

2. Закачка в скважину смеси кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом.

3. Закачка в скважину углеводородного растворителя.

Примеры

Фильтрационные эксперименты на линейных моделях турнейского яруса Онбийского месторождения проводились в условиях, указанных в таблице.

Показано заметное преимущество предложенного способа (опыты 1 -7 табл.) перед прототипом и аналогом (опыты 8-9) по приросту коэффициента вытеснения на стадии доотмыва остаточной нефти.

Промысловый пример

В скважину 11388 Онбийского месторождения (Кизиловский горизонт) последовательно закачали 7,5 т Нефраса A 150/330, 11 т смеси соляной кислоты с полигликолем (1:1) и ПАВ АФ₉-12 (0,5%) и 6 т Нефраса A 150/330.

После 16-часового отстоя скважину пустили в работу. В результате обработки дебит по нефти увеличился с 3,3 т/сут до 6,7 т/сут. За время действия эффекта дополнительно добыто 1720 т нефти.

Таким образом, заявляемое техническое решение эффективно и промышленно применимо.

Источники информации

1. Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М: Недра, 1983.

2. Б. З. Сергеев, В.В.Калашнев, И.В.Журик и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин. - РНТС "Нефтепромысловое дело", 1978, N 8, с. 12-13т