способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий последовательную закачку в пласт глинокислотного раствора и органического растворителя, отличающийся тем, что после закачки органического растворителя в пласт дополнительно закачивают 1-15%-раствор продукта ОХА - отхода производства хлорида аммония, при этом соотношение закачиваемых объемов глинокислотного раствора и раствора продукта ОХА выбирают равным 1: 1-2.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки низкопродуктивных пластов, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными растворами, содержащими различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов [1].

Недостатком этих способов является низкая эффективность, обусловленная отсутствием комплексного действия на пласт, а также активным набуханием глинистых минералов, слагающих породу пласта.

Наиболее близким к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий поэтапную закачку в пласт двух растворов кислоты и органического растворителя с последующей технологической выдержкой скважины и ее вводом в эксплуатацию [2].

Основным недостатком способа является низкая эффективность при его использовании на низкопроницаемых глинистых коллекторах, что обусловлено активацией глинистых минералов и отсутствием ингибирующего действия закачиваемых реагентов на них.

Кроме того, установка кислотной ванны на первом этапе стимулирует набухание глин во всем перфорированном интервале, что ухудшает коллекторские свойства пласта. Закачка растворителя обеспечивает временный эффект ингибирования процесса набухании глин и не предусматривает его дальнейшего усиления, что снижает эффективность воздействия на пласт.

Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи низкопродуктивных пластов за счет увеличения глубины воздействия и улучшения коллекторских свойств пласта.

Для достижения этого технического результата в способе обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающем последовательную закачку в пласт глинокислотного раствора и органического растворителя, согласно изобретению после закачки органического растворителя, в пласт дополнительно производят закачку 1-15%-ного раствора продукта ОХА - отхода производства хлорида аммония, при этом соотношение закачиваемых объемов глинокислотного раствора и раствора продукта ОХА выбирают равным 1:1-2.

Сущность способа заключается в том, что дополнительная закачка раствора продукта ОХА в пласт предотвращает набухание глинистых минералов и способствует лучшему удалению продуктов растворения породы из перового пространства коллектора, так как раствор продукта ОХА фильтруется в те же интервалы, что и раствор глинокислоты.

Кроме того, дополнительная закачка в пласт раствора продукта ОХА позволяет сократить время воздействия глинокислотного раствора на пласт за счет лучшего растворения и диспергирования глинистых минералов.

Благодаря этому повышаются фильтрационно-емкостные показатели пласта вблизи ПЗП скважины, что улучшает ее дальнейшее освоение и обеспечивает более высокую продуктивность.

Заявляемая концентрация раствора продукта ОХА обеспечивает эффективное ингибирование процесса набухания глин различного минералогического состава и различного содержания их в породе коллектора.

Соотношение объемов глинокислотного раствора и раствора продукта ОХА выбирается равным 1:1-2.

При таком соотношении объемов закачиваемых растворов достигается максимальный эффект ингибирования глинистых минералов в обрабатываемой зоне. Соотношение объемов растворов 1:1 может быть использовано на однородных низкоглинистых коллекторах, а соотношение 1:2 рекомендуется для неоднородных заглинизированных коллекторов и коллекторов с низкой проницаемостью.

Закачка в пласт органического растворителя обеспечивает частичное ингибирование набухания глин и способствует растворению АСП отложений на забое скважины, а также лучшему проникновению раствора продукта ОХА в пласт и более эффективному его воздействию на глинистые минералы обрабатываемой зоны за счет удаления остаточной нефти.

Для реализации предлагаемого способа на практике используют следующие товарные реагенты и составы на их основе:

- кислоты: соляная кислота, плавиковая кислота (в качестве плавиковой кислоты может использоваться кислый фторид аммония);

- продукт ОХА - отход производства хлорида аммония;

- органические растворители: низшие спирты, гликоли, ацетон, легкие фракции углеводородов, нефрас, нефтяные дистилляты или их смеси с ароматическими углеводородами.

Ниже приведены конкретные примеры осуществления способа.

Пример 1. Добывающая скважина пласта AB₁ ³ Самотлорского месторождения работала с дебитом по нефти 1,6 т при дебите по жидкости 15 м³. После проведения геофизических и промыслово-гидродинамических исследований рекомендовано провести обработку скважины в соответствии с предлагаемым способом. В пласт последовательно закачали 6 м³ глинокислотного раствора (12% НСl+3% HF), 3 м³ растворителя (нефтяной дистиллят) и 9 м³ 12%-го раствора продукта ОХА (при соотношении раствора глинокислоты и раствора продукта ОХА, равном 1:1,5). Реагенты продавили в пласт нефтью и оставили на реагирование на 3 ч. После этого скважину освоили и запустили в работу. Текущие замеры показали, что дебит скважины по жидкости возрос в 1,6 раза, а дебит по нефти увеличился в 2 раза.

Пример 2. Добывающая скважина пласта АВ_2-3Самотлорского месторождения работала с дебитом по нефти 1,3 т при дебите по жидкости 4,7 м³. После проведения геофизических и промыслово-гидродинамических исследований рекомендовано провести обработку скважины в соответствии с предлагаемым способом. В пласт последовательно закачали 4 м³ глинокислотного раствора (12% НСl+3% HF), 2 м³ растворителя (нефрас) и 5 м³ 6%-го раствора продукта ОХА (при соотношении раствора глинокислоты и раствора продукта ОХА, равном 1:1,2). Реагенты продавили в пласт нефтью и оставили на реагирование на 5 ч. После этого скважину освоили и запустили в работу. Текущие замеры показали, что дебит скважины по жидкости возрос в 3,4 раза, а дебит по нефти увеличился в 3,5 раза.

При испытании известного способа на тех же нефтяных объектах дебит скважин по жидкости увеличился в 1,2-1,4 раза, а дебит по нефти в 1,2 -1,7 раза.

Другие примеры эффективного использования разработанного способа представлены в прилагаемой таблице, в которой также приведены результаты испытания способа по прототипу.

Таким образом, предлагаемый способ показал свою эффективность при использовании на глинистых коллекторах низкопродуктивных залежей. При этом, как показали промысловые испытания, он может быть использован на скважинах с высокой обводненностью добываемой продукции, когда применение других технологий воздействия на пласт невозможно.

Источники информации

1. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. В.Н. Глушко, О.В. Поздеев. - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, с.28-40.

2. Патент РФ 2139425, кл. Е 21 В 43127, 1999 - прототип.