способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал расположения скважинного фильтра состава, содержащего соляную кислоту с углеводородным растворителем, в качестве которого используют дизтопливо, и эмульгатор, с последующим выносом продукции реакции кислоты с породой пласта, отличающийся тем, что в упомянутом составе в качестве эмульгатора используют нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, в объеме 1,5-2% на общий объем смеси, при соотношении дизтоплива и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно, при этом перед вводом в смесь соляной кислоты сначала осуществляют полное перемешивание нефти в дизтопливе с использованием гидродиспергирующего устройства.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вынос продуктов реакции кислоты с породой пласта осуществляют путем свабирования или депрессионно-репрессионно волновым методом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, преимущественно трещиновато-пористыми коллекторами, с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (см. а.с. СССР №178678, МПК Е 21 В 43/27, БИ №3, 1993 г.), закачиваемый в интервал фильтра скважины, содержащий соляную кислоту с добавками. При этом в качестве добавок используют алифатический спирт и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	15-22
Углеводородный растворитель	15-20
Алифатический спирт (С 4-С5)	остальное

В качестве углеводородного растворителя в данном составе использовано дизтопливо или кубовые остатки производства бутиловых спиртов, а техническую соляную кислоту используют 20%-ной консистенции.

Предлагаемый к использованию состав содержит мало компонентов, но содержащийся в нем алифатический спирт в большом количестве приводит к удорожанию работ, связанных с обработкой призабойной зоны пласта (ПЗП).

Известна также гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора пласта (см. а.с. СССР №861561, МПК Е 21 В 43/27, БИ №33, 1981 г.), предусматривающая закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервале расположения скважинного фильтра, содержащую соляную кислоту с углеводородным растворителем и эмульгатор. При этом в качестве углеводородного растворителя используют дизельное топливо, а в качестве эмульгатора сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Дизельное топливо	16-17
Сложный моноэфир триэтаноламина
и дистиллированного таллового масла	3-4
раствор соляной кислоты (15%-ной)	остальное

Указанная нефтекислотная эмульсия по содержанию компонентов в составе более близка к предлагаемому и может быть принята в качестве прототипа.

Упомянутая нефтяная эмульсия, обладая повышенной эффективностью в сравнении с аналогом, описанным выше, также содержит дефицитные компоненты - сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла, к тому же многокомпонентная.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа обработки ПЗП с использованием малокомпонентной доступной кислотной эмульсии, по эффективности не уступающей известным аналогам.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал расположения скважинного фильтра состава, содержащего соляную кислоту с углеводородным растворителем, в качестве которого используют дизтопливо, и эмульгатор, с последующим выносом продукции реакции кислоты с породой пласта.

Новым является то, что в упомянутом составе в качестве эмульгатора используют нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, в объеме 1,5-2% на общий объем смеси, при соотношении дизтоплива и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно, при этом перед вводом в смесь соляной кислоты сначала осуществляют полное перемешивание нефти в дизтопливе с использованием гидродиспергирующего устройства, а вынос продуктов реакции кислоты с породой пласта осуществляют путем свабирования или депрессионно-репрессионно волновым методом.

При этом используют дизтопливо выпускаемое ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 38.401-58-80-94, а соляную кислоту 24% концентрации по ТУ 2122-205-00203312-2000.

В качестве эмульгатора используемая нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20% в достаточном количестве добывается на месторождениях нефти Татарстана, в частности в Ново-шешминском месторождении нефти.

При разработке способа с использованием кислотной эмульсии руководствовались следующими соображениями:

1. Применяемая кислотная эмульсия должна отмывать АСПО с поверхности карбонатов.

2. Разрушать водонефтяные эмульсии.

3. Снижать поверхностное натяжение на границе реагирующая кислотная эмульсия - порода.

4. Замедлять скорость реакции кислоты с породой.

5. Способствовать растворению АСПО и удалению продуктов реакции кислоты из пласта.

6. Применяемая технология при осуществлении обработки ПЗП должна быть достаточно простой и обладать надежностью и доступностью используемых материалов.

Способ основан на диспергировании соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытие этих глобул в защитную, не реагирующую с металлом и карбонатом, оболочку с последующей доставкой в глубь пласта и разрушением бронирующей оболочки. При этом бронирование глобул соляной кислоты осуществляется за счет использования ее в качестве дисперсной фазы обратной эмульсии.

Перед началом приготовления нефтекислотной эмульсии сначала определяют дебит и динамический уровень жидкости в скважине, обводненность продукции, а при необходимости профиль притока или приемистости пласта.

После окончания подготовительных работ, заключающихся в доставке необходимого оборудования, емкостей и приспособлений, доставке составляющих материалов, ревизии и опрессовке запорной арматуры.

Приготовление нефтекислотной обратной эмульсии в условиях скважины осуществляют в следующей последовательности.

Расчетное количество нефти 1,5-2% на общий объем нефти перемешивает с расчетным количеством дизтоплива 25-35% по схеме: емкость-агрегат-диспергатор-емкость. Для более равномерного распределения дизтоплива в нефти весь объем смеси перекачивают по несколько раз, например 1-3 раза. Объем нефти и дизтоплива берется из плана работ, в соответствии с указанным вышеотмеченным соотношением.

После полного перемешивания нефти в дизтопливе ее направляют в диспергатор типа «струя в струю», вводят одновременно туда же расчетное количество соляной кислоты в объеме 65-75% с использованием двух насосных агрегатов. При этом производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в 2-3 раза выше агрегата, подающего в диспергатор кислоту.

Для приготовления кислотной эмульсии при отрицательных температурах желательно использовать горячую нефть (40-60С°). При температуре выше 35С° и ниже 20С° градусов обработка не производится.

Объем приготавливаемой эмульсии определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей известной формуле:

Q= R²HmK_н,

где Q - объем приготавливаемой нефтекислотной эмульсии, м³;

R - радиус обработки, м;

Н- мощность обрабатываемого пласта, м;

m - пористость, %;

К_н - коэффициент нефтенасыщенности пласта;

=3,14.

В зависимости от осложненности пласта АСПО расход нефтекислотной эмульсии для обработки ПЗП обычно составляет 2-2,5 м³/м обрабатываемого интервала.

Обработку призабойной зоны продуктивного пласта осуществляют следующим образом.

После извлечения из скважины насосного оборудования в скважину опускают колонну НКТ до интервала обрабатываемого пласта и его верхний конец снабжают тройником.

Готовую эмульсию расчетного объема закачивают в скважину по колонне НКТ с использованием насосного агрегата при открытой задвижке затрубного пространства. Далее эту эмульсию продавливают безводной нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку до 48 часов. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле:

Q=Q_к-Q _нкт,

где Q - объем продавочной жидкости, м³ ;

Q_к - объем колонны до текущего забоя, м ³;

Q_нкт - объем колонны НКТ, м³ .

По истечении указанного времени выдержки скважину осваивают, после чего ее сдают в эксплуатацию.

Пример конкретного осуществления способа.

Способ испытывался в промысловых условиях на Ново-Шешминском месторождении нефти, в частности верей-башкирских отложениях нефти, вскрытых бурением скважины на глубине 900 м, толщиной продуктивного пласта 5 м. После эксплуатации скважины в течение 4-х лет ее дебит с 8 т/сут упал до 3 т/сут.

Для обработки ПЗП приготовили нефтекислотную эмульсию из расчета 2 м³ на каждый метр пласта. Всего было приготовлено 10 м³ нефтекислотной эмульсии. Для этого использовалась нефть с содержанием асфальто-смолистых веществ 15% из расчета 2% на общий объем смеси, что составило 0,2 м³.

Соляная кислота (HCl) 24% концентрации - 70%, что в пересчете на объем составила 6,83 м³.

Дизельное топливо - 30%, что в объеме составило 2,94 м³.

Путем тщательного перемешивания нефти с дизтопливом путем диспергирования с использованием гидродиспергатора конструкции ООО «ТН-Бурение» типа «струя в струю», полученную смесь перемешивали с соляной кислотой также с использованием этого же гидродиспергатора.

Полученная нефтекислотная эмульсия не расслаивается в течение 60-70 мин, ее вязкость при 20°С, мм²/с - не более 100, с температурой вспышки, °С - не ниже 40.

В результате многократно проведенных исследований образование новых химических соединений при смешении всех перечисленных компонентов не выявлено.

Далее по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) закачали приготовленную нефтекислотную смесь в интервал продуктивного пласта с использованием насосного агрегата при открытой задвижке межтрубья.

Затем на устье скважины задвижку межтрубья закрыли и нефтекислотную эмульсию продавили безводной нефтью в пласт и оставили скважину в покое на прореагирование на сутки.

Далее вызов притока осуществили с использованием сваба. В результате дебит скважины повысился до 10 т/сут.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Способ для его осуществления не требует дефицитных и дорогостоящих материалов, а по эффективности не уступает известным аналогам.

Способ технологичен, не требует для его осуществления разработки нового оборудования.

Широкое его использование на нефтяных промыслах с трудноизвлекаемыми запасами нефти даст ощутимые экономические выгоды.