способ интенсификации добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину суспензии гидрофобного вещества в жидкости-носителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, отличающийся тем, что используют в качестве жидкости-носителя инвертную эмульсию раствора соляной кислоты или фтористоводородной кислоты, или гидроксохлористого алюминия в органическом растворителе - ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, в качестве гидрофобного вещества - порошкообразную серу с содержанием ее 0,5-2,5 мас.% в указанной инвертной эмульсии, в качестве продавочной жидкости - нефть или техническую воду.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважину закачивают 0,3-1,0 м³ суспензии порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление закачивания порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии составляет 7,0-15,0 МПа.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что время выдержки порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии в призабойной зоне пласта составляет 24-48 ч.

Описание изобретения к патенту

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин.

Одним из путей интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и борьбы с их обводнением является обработка призабойной зоны продуктивного пласта специальными растворами химических реагентов, способными оказывать гидрофобизующее действие на породу коллектора.

Известен способ интенсификации добычи нефти, осуществляемый одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой. [Пат. РФ N 2105142, Е 21 В 43/22, 1998 г.]. Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности (на 5-10%).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ интенсификации добычи нефти, который состоит в том, что призабойную зону скважины обрабатывают под давлением суспензией гидрофобного порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас.% в органическом растворителе в объеме от 0,5 до 3,0 м³ на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта, где в качестве порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы: тетрафторэтилен, поливиниловый спирт, оксиды титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка, а в качестве растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат, давление закачки составляет 4,0-38,0 МПа, а время воздействия составляет 12-96 ч, повышенное давление создают продавочной жидкостью - нефтью. [Пат. РФ N 2125649, Е 21 В 43/22, от 27.01.99 г.].

Недостатком способа является недостаточно высокая эффективность по добыче нефти.

Таким образом, возникла задача повышения эффективности добычи нефти при одновременном снижении ее обводненности, а также расширения сырьевых ресурсов гидрофобизаторов.

Технический результат - повышение дебита добывающих скважин в 3,5-20 раз за счет равномерной гидрофобизации поверхности коллектора продуктивного пласта и снижение обводненности нефти на 15-98% за счет закупоривания водоносных пропластков.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в скважину суспензии гидрофобного вещества в жидкости-носителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, используют в качестве жидкости-носителя инвертную эмульсию раствора соляной кислоты или фтористоводородной кислоты, или гидроксохлористого алюминия в органическом растворителе - ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, в качестве гидрофобного вещества - порошкообразную серу с содержанием ее 0,5-2,5 мас.% в указанной инвертной эмульсии, в качестве продавочной жидкости - нефть или техническую воду. В скважину закачивают 0,3-1,0 м ³ суспензии порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта. Давление закачивания порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии составляет 7,0-15,0 МПа. Время выдержки порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии в призабойной зоне пласта составляет 24-48 часов.

В качестве органического растворителя целесообразно использовать ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, а в качестве инвертной эмульсии применяют растворы сильных кислот или кислотообразующих солей в виде дисперсной фазы в этих же растворителях - дисперсионной среде. Количество дисперсной фазы в инвертной эмульсии составляет 70-90 об.%. Порошкообразная сера выполняет в данном случае функцию твердого стабилизатора (эмульгатора) инвертной эмульсии. Давление закачивания порошкообразной серы в жидкости-носителе может составлять 7,0-15,0 МПа.

Время воздействия суспензии порошкообразной серы в органическом растворителе или инвертной эмульсии на призабойную зону пласта целесообразно выбирать в пределах 24-48 ч.

В предлагаемом способе в качестве порошкообразной серы используется сера молотая для резиновых изделий и каучуков (СМ) по ГОСТ 127.4-94 и сера молотая непылящая (СМН) того же назначения, ТУ 2112-001-36442908-2001, дополнительно содержащая специальные добавки (до 5 мас.%), например, технический углерод и др.

В качестве органических растворителей целесообразно использовать ПАЛР (0) по ТУ 2411-044-05742686-99, СНПХ 78/70 по ТУ 39-05765670-ОП-239-97 и НЕФРАС АР 120/200 по ТУ 38104809-80.

Для приготовления инвертной эмульсии, помимо вышеуказанных растворителей, применяют водные растворы сильных кислот, например 11%-ную соляную, ГОСТ 857-88 или 10%-ную фтористоводородную, ТУ 608-236-77, или водный раствор кислотообразующей соли - гидроксохлористый алюминий по ТУ 38. 302163-94.

Используемая концентрация порошкообразной серы в органическом растворителе или инвертной эмульсии как 0,5-2,5 мас.% обусловлена требованиями прокачиваемости суспензии (эмульсии) насосом цементировочного агрегата. Применение порошкообразной серы в количестве менее 0,5 мас.% нецелесообразно, т.к. в этом случае слишком малое количество гидрофобного порошка проникает в пласт, что в свою очередь снизит надежность данного способа.

Объем закачиваемой в скважину суспензии (эмульсии), как 0,3-1,0 м³ на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта, обусловлен технико-экономической эффективностью процесса, давление же закачки не превышает 15,0 МПа.

Предлагаемый способ подтверждается промысловыми испытаниями на серии скважин. В таблице приведены примеры осуществления предлагаемого способа.

Пример 1. После проведения геофизических исследований и проверки эксплуатационной колонны на герметичность установили скошенный конец НКТ в интервале продуктивного пласта, затем в цементировочном агрегате приготовили суспензию порошкообразной серы в органическом растворителе. Для этого к 50 кг порошкообразной серы (СМ) добавили 4,0 м³ Нефраса АР 120/200, все перемешали, приготовленную суспензию закачали в НКТ и продавили в пласт нефтью в объеме 6,0 м³ при давлении, равном 15,0 МПа, после чего скважину закрыли на реагирование на 48 ч. В результате проведенных работ обводненность снизилась на 15%, дебит нефти увеличился в 3,4 раза. Положительный эффект сохраняется в течение 4 месяцев наблюдения скважины и продолжается дальше.

Пример 2. В цементировочный агрегат закачали 100 л растворителя ПАЛР (0), затем при постоянной его циркуляции порционно добавили 27 кг порошкообразной серы (СМН) и 900л 10%-ного раствора фтористоводородной кислоты. Полученную таким образом инвертную эмульсию закачали в НКТ и продавили в пласт водой в объеме 4,0 м³ при давлении, равном 7,0 МПа. После чего скважину закрыли на реагирование на 24 ч. В результате проведенных работ обводненность снизилась на 15%, дебит нефти увеличился в 6,5 раза.

Пример 3 отличается от предыдущего тем, что для приготовления инвертной эмульсии в качестве дисперсионной среды использовали 1,2 м³ растворителя СНПХ 78/70, в который добавили 20 кг твердого эмульгатора - порошкообразной серы (СМ) и 2,8 м³ 11%-ной соляной кислоты - дисперсной фазы. Объемное отношение растворителя и раствора соляной кислоты в инвертной эмульсии составило 30:70%. Перемешивание эмульсии продолжали в течение 30 мин, затем ее закачали в НКТ и продавили в пласт при давлении 15,0 МПа водой в количестве 4,0 м³. После 48 ч реагирования скважину пустили в работу. Обводненность скважинной продукции снизилась на 25%, дебит нефти увеличился в 20 раз.

Пример 4. В качестве дисперсной фазы в инвертной эмульсии использовали гидроксохлористый алюминий (ГХА), а дисперсионной среды - растворитель СНПХ 78/70, при их соотношении 90:10 об.%. Количество введенной порошкообразной серы (СМН) составило 100 кг на 5,0 м³ эмульсии. Способ приготовления инвертной эмульсии аналогичен предыдущему примеру. Давление продавливания водой составило 10,0 МПа. Скважину начали эксплуатировать после 24 ч реагирования. При этом достигнуто снижение обводненности скважинной продукции на 98% и увеличение дебита нефти в 20 раз.

Таким образом, полученные результаты свидетельствуют о том, что использование порошкообразной серы в качестве гидофобизующей добавки позволяет интенсифицировать способ добычи нефти и ограничить ее обводненность, причем применение для этих целей порошкообразной серы в инвертной эмульсии эффективнее по сравнению с использованием ее в виде суспензии в органическом растворителе. Это обусловлено специфическими свойствами предлагаемых эмульсий. Во-первых, в качестве дисперсной фазы эмульсии используются растворы сильных кислот (соляной или фтористоводородной) или гидроксохлористый алюминий в количестве 70-90 об.%. В нефтеносном пласте под действием нефти такая эмульсия разрушается, а кислота, взаимодействуя с породой (карбонатной или терригенной), увеличивает проницаемость нефтеносного пласта. В то время как в водоносном пропластке инвертная эмульсия, являясь гидрофобной, не разрушается под действием воды и выполняет роль объемного закупоривающего экрана. Во-вторых, порошкообразная сера, используемая в данном случае в качестве твердого эмульгатора инвертной эмульсии и равномерно в ней распределяясь, по сравнению с дисперсией способствует более глубокому ее проникновению в продуктивный нефтеносный пласт и равномерной гидрофобизации его поверхности.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным способом воздействия на пласт позволяет интенсифицировать добычу нефти в 3,5-20 раз, снизить ее обводненность на 15-98% и тем самым способствует расширению сырьевой базы гидрофобизующих добавок.

Технология и результаты обработки призабойной зоны пласта (ОПЗП) порошкообразной серой в органических растворителях и инвертной эмульсии
№/ №	Параметры эксплуатации до обработки			Эффективная толщина пласта, м	Технология ОПЗП						Время реагирования, ч	Параметры эксплуатации после обработки
п/п	дебит жидкости, м/сут	дебит нефти, т/сут	обводненность, %		масса порошкообразной серы (СМ или СМН), кг	вид жидкости-носителя	объем жидкости-носителя, м3	масса жидкости-носителя, кг	содержание СМН в жидкости-носителе, мас.%	давление закачивания, МПа		дебит жидкости, м3 /сут	дебит нефти, т/сут	обводненность, %
1.	120	7	94	6,2	50	Нефрас	4,0	3400	1,46	15,0	48	112	24	79
					CM	АР120/200
2.	10,5	0,2	98	3,4	27	ПАЛР(О)	0,1	86
					СМН	+10%-ная			2,5	7,0	24	7,6	1,3	83
						HF	0,9	990
						СНПХ	1,2	1032
					20	78/70
3.	23,4	0,3	99	6	CM	+			0,5	15,0	48	23,5	6,1	74
						11%-ная	2,8	3000
						HCl
					100	ПАЛР(О)	0,5	430
4.	20,4	0,2	99	5	СМН	+			1,7	10,0	24	4,2	4,1	1
						ГХА	4,5	5400
Прототип					20
	3,0	0,9	78	6	SiO2	ПАЛР(О)	2,0	1700	1,2	38,0	48	9,0	3,8	36