способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора

Формула изобретения

Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающий последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 ч и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-5, воду остальное, или смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или Флотореагент-Оксаль Т-66.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.

Низкая эффективность кислотных обработок заключается в том, что кислота при обработке призабойной зоны пласта попадает преимущественно в нижние, наиболее дренируемые и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальная часть пласта остается нестимулированной. Скорость реакции кислоты с породой в водонасыщенных интервалах очень высокая, а в нефтенасыщенных - слишком низкая (наблюдается эффект смачиваемости), в результате кислота отрабатывается в водонасыщенных прослоях.

При закачке осадкообразующего материала происходит закупорка или снижение проницаемости промытых зон пласта. Закачиваемый вслед за осадкообразующим материалом раствор кислоты проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, так как высокопроницаемые зоны в основном закупорены образовавшимся осадком, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существовавшие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается.

Известен способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку осадкообразующей композиции, выбранной из группы: технический лигносульфонат или технологическая жидкость, содержащая водный раствор солей кальция и сульфитного щелока, или состав, содержащий водный раствор лигносульфоната технического и органические добавки, и кислотной композиции, выбранной из группы: соляная кислота, или смесь соляной и плавиковой кислот, или композицию, содержащую водный раствор соляной и плавиковой кислот, поверхностно-активное вещество, неорганические соли и растворитель, причем осадкообразующую и кислотную композиции берут в соотношении, равном 1:1 соответственно [1]. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым терригенным коллектором.

В то же время другие исследователи [2] отмечают, что в промысловой практике закачиваемые в нагнетательные скважины осадкогелеобразующие композиции, проникая в трещины призабойной зоны пласта, снижают трещинную составляющую приемистости, что само по себе не обеспечивает вовлечения в разработку запасов пористой среды ПЗП вследствие ее кольматации и низких фильтрационных свойств. В результате происходит временное снижение приемистости обработанной скважины и соответственно дебитов жидкости окружающих добывающих скважин. С целью эффективного вовлечения в заводнение низкопроницаемой матрицы пород вслед за осадкогелеобразующей оторочкой в скважину закачивается стимулирующая оторочка. Ее основой является кислотная композиция, целесообразность применения которой обуславливается составом цемента пород.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ кислотной обработки трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью-коагулянтом - отходом производства изопропилбензола, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованного в щелочи отхода волокна или тканей полиакрилонитрила, а затем закачку пресной воды и соляной кислоты, причем в качестве коагулянта отмечено также использование 20%-ного раствора хлористого кальция [3].

Недостатком указанного способа является невозможность эффективного извлечения нефти из гидрофобизированных матриц, поскольку гидрофобная нефтяная пленка, покрывающая поверхность пор, препятствует контакту кислоты с породой, что снижает предсказуемость результатов снижения водопритока и эффективность обработки и, как следствие, приток нефти в скважину.

Также известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке осадкогелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов, не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости их невозможно закачать в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть. Все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года.

Целью изобретения является повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что улучшает проникновение закачиваемой в последующем кислотной композиции более глубоко в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты, возможность использования предлагаемого способа независимо от температуры окружающего воздуха.

Поставленная цель достигается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, включающем последовательную закачку гидроксохлористого алюминия - ГХА, буферного слоя пресной воды в объеме насосно-компрессорных труб - НКТ, полимерной композиции, второго буферного объема пресной воды и кислотной композиции, дополнительно осуществляют предварительную обработку скважины до забоя органическим растворителем, между введением второго буферного слоя пресной воды и кислотной композиции - дополнительную закачку ГХА, выдержку в течение 24 часов и последовательную закачку третьего буферного слоя пресной воды, причем первое введение ГХА осуществляют в объеме, равном 1/3 от расчетного, а второе - в оставшемся объеме от расчетного, в качестве полимерной композиции используют полимер водный всесезонный - ПВВ с 0,1-0,5% НПАВ, в качестве кислотной композиции - смесь, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-5, воду остальное, или смесь, содержащую мас.%: ингибированную соляную кислоту 9-15, фтористоводородную кислоту 2,0-4, органический растворитель 5-30, воду остальное, в качестве НПАВ - Неонол, а в качестве органического растворителя - «Реагент-Гликойл» или «Флотореагент-Оксаль Т-66».

В основу настоящего изобретения положена разработка технологического и эффективного способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты. В качестве осадкогелеобразующего агента используют водно-щелочную полимерную композицию ПВВ, которая при взаимодействии в пласте с коагулянтом образует кислотостойкие осадки. Наиболее ценное качество полимерной композиции ПВВ - селективность, она не реагирует с нефтью, поэтому при закачке водных растворов или композиций этого реагента в пласт нефтенасыщенные зоны не блокируются тампонажным осадком и впоследствии легко включаются в разработку. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокообводненных пропластков и зон терригенного коллектора.

Кроме того, за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть - порода - раствор полимера происходит гидрофилизация поверхности с растворением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти. Эти процессы позволяют увеличить степень проникновения водоизоляционного состава в водонасыщенные пропластки и обеспечить более полное его закрепление.

Для предварительной обработки призабойной зоны в качестве органического растворителя могут быть использованы: нефрас А 150/330 (ТУ 38.1011049-87), РКДмф (ТУ 2458-001-75821482-2005), СОНПАР 5402 (ТУ 2458-010-00151816).

Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:

1. Кислота соляная ингибированная, содержащая не менее 24 мас.% HCl, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97;

2. Кислота фтористоводородная, содержащая 50,0 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78;

3. Гидроксохлористый алюминий (ГХА) - отход производства изопропилбензола, получаемый в процессе алкилирования бензола пропиленом путем отмыва реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса растворами хлористого алюминия, выпускается по ТУ 38.302163-94, с содержанием основного вещества 200-300 г/л;

4. Полимерная композиция ПВВ выпускается по ТУ 2216-002-75821482-2006 в жидком виде, представляет собой вязкий водорастворимый полимер акрилового ряда и должен соответствовать показателям качества, указанным в таблице 1;

5. НПАВ - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные (неонол), выпускаются по ТУ 2483-077-05766801-98;

6. Ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной (глинокислота) выпускается по ТУ 6-01-14-78-91.

7. Реагент-Гликойл - смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с блок-сополимерами окисей этилена и пропилена (отходы ПЭГ) выпускаются по ТУ 2422-130-05766801-2003;

8. Флотореагент-оксаль Т-66 - смесь гетероциклических спиртов, диолов, спиртоэфиров, представляет собой продукт переработки побочных продуктов производства диметилдиоксана, выпускается по ТУ 2452-029-05766801-94 и используется в качестве пластификатора в лакокрасочной промышленности при бурении нефтяных скважин для регулирования свойств буровых растворов на водной основе.

Оптимальное соотношение коагулянта и полимерной композиции найдено опытным путем. Для этого с целью определения осадкогелеобразующей способности полимерной композиции по предлагаемому способу по сравнению с известным проведены лабораторные исследования, результаты которых даны в таблице 3.

Пример 1.

1. Подбор оптимального соотношения коагулянта и полимера.

Для проведения исследований использован ПВВ с содержанием основного вещества 10% и ГХА с плотностью 1204 кг/м³ . Согласно проведенным испытаниям соотношение полимерной композиции и коагулянта составило 2:1, 1,5:1 и 1:1. Характеристика полученных осадков представлена в таблице 2.

Прочность образующихся полимерных осадков определяли на приборе Валента. Из таблицы 3 видно, что полимерный осадок, образующийся при взаимодействии ГХА с избытком ПВВ, достигает 100% объема, но при этом уступает по прочностным характеристикам.

2. Влияние кислотных составов на полимерный осадок.

Было исследовано влияние кислотных композиций на образующиеся полимерные осадки. В качестве кислотных композиций использовали 15%-ую ингибированную соляную кислоту и глинокислоту, состоящую из ингибированной соляной кислоты с содержанием основного вещества 15% и фтористоводородной кислоты от 2 до 5%. Исследования проводили при температуре 20°С. Из полученных результатов видно (таблица 3), что применение глинокислоты способствует упрочнению гелеобразного осадка уже через 2 часа.

Пример 2. Примеры конкретного выполнения способа кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (таблица 4).

ОПЗ № 1. Для обработки была выбрана малодебитная высокообводненная скважина (0,1 т/сут и 98,3% обводненности в таблице 4). Произведена предварительная промывка скважины до забоя растворителем Нефрас 150/330 в объеме 2 м³. Эффективная толщина продуктивного пласта составляет 5 м, поэтому расчетные объемы ГХА и полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонолом АФ_9-12 составляет 5 м³. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемому способу проводилась через насосно-компрессорные трубы, нижний конец которых устанавливался на уровне нижней отметки интервала перфорации. Первоначально была закачана 1/3 расчетного объема ГХА, т.е. 1,7 м³, затем буфер пресной воды 0,5 м ³. После этого закачан расчетный объем полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонол АФ_9-12 5 м³, снова буфер пресной воды 0,5 м³ и оставшиеся 2/3 объема ГХА (3,3 м³, таблица 4). Далее проводили выдержку на реакцию в течение 24 часов. После закачки буфера пресной воды 0,5 м³ и расчетного объема раствора глинокислоты заканчивали обработку по предлагаемому способу. Выдержали на реакцию не более 4 часов, провели промывку для удаления продуктов реакции и ввели скважину в эксплуатацию.

ОПЗ № 2. Проведен аналогично ОПЗ № 1, используя полимерную композицию с 0,5 мас.% неионогенного ПАВ - неонола АФ_9-12.

ОПЗ № 3. Проведен аналогично ОПЗ № 1, используя полимерную композицию без введения неионогенного ПАВ.

ОПЗ № 4. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 15, фтористоводородную кислоту - 2,0, растворитель «Реагент-Гликойл» - 30, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ_9-6 - 0,1.

ОПЗ № 5. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%:

ингибированную соляную кислоту - 9, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель «Флотореагент-Оксаль Т-66» - 30, полимерная композиция НПАВ Неонол АФ_9-12 - 0,1.

ОПЗ № 6. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 3,2, растворитель «Реагент-Гликойл» - 5, полимерная композиция с НПАВ Неонол АФ_9-12 - 0,5.

ОПЗ № 7. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%: ингибированную соляную кислоту - 12, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель оксаль Т-66 - 5, полимерная композиция с НПАВ - Неонол АФ_9-6 - 0,1.

Обработки по предлагаемому способу кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора (ОПЗ № 1-7) проведены на обводненных скважинах в зимнее время, при температуре окружающего воздуха минус 5-25°С. Скважины, подвергшиеся воздействию, работали от 5 до 8 месяцев после обработки, суммарная дополнительная добыча нефти составила 2605 тонн, обводненность продукции уменьшилась максимально на 26,1% (таблица 5).

Наиболее эффективно применение способа в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при высокой обводненности добываемой продукции.

Источники информации

1. Патент РФ № 2065951, кл. Е21В 43/27, 1996 г.

2. А.И.Куликов. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Нефтепромысловое дело, № 10, 2005 г, с.18-25.

3. Патент РФ № 2171371 МКИ 21В 43/27, 43/22, 2001 г. - прототип.

Таблица 1
Физико-химические показатели полимерной композиции ПВВ.
№ п/п	Наименование показателей	Норма для ПВВ	Методы анализа
1	Внешний вид	Однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей	п.5.2 ТУ
2	Массовая доля сухого вещества, %, не менее	10	п.5.3 ТУ
3	Плотность, кг/м3	1060-1250	п.5.6 ТУ
4	Вязкость (сСт) при температуре 20°С, не более	20	п.5.4 ТУ
5	pH	8-14	п.5.5 ТУ
6	Температура застывания, °С, не выше	Минус 15	п.5.7 ТУ

Таблица 2
Оптимального соотношения коагулянта и полимера.
Соотношение растворов ПВВ и ГХА	РН осадка	Время образования осадка, с	Объем осадка, %	Характер осадка	Визуальные наблюдения через 24 часа	Прочность осадка через 24 часа, г
2:1	12	165	80-100	рыхлый	рыхлый	990
1,5:1	6	115	100	плотный	твердый	>2400
1:1	5	53	60-63	резиноподобная масса	твердый осадок	>2400

Таблица 3
Изменение объема осадка при воздействии кислотных составов.
Время выдержки, час	Относительный объем осадка	Прочность осадка, г
15% HCl	HCl+2% HF	HCl+3% HF	HCl+4% HF	HCl+5% HF
0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	440
2	0,67	0,87	0,71	0,71	0,73	>2400
4	0,67	0,83	0,69	0,7	0,68	>2400
24	0,67	0,43	0,48	0,48	0,38	>2400

Таблица 4
Технологические параметры проведенных ОПЗ.
№ ОПЗ	органический растворитель, м3	Осадкогелеобразующая композиция	Кислотная композиция, м3
ГХА, м3	пресная вода, м3	ПВВ, м3	НПАВ, м3	пресная вода, м3	ГХА, м3	пресная вода, м3
1	2				0,005				5
(нефрас А 150/330)	1,7	0,5	5,0	АФ9-12	0,5	3,3	0,5	(глинокислота)
2	2				0,025				5
	(нефрас А 150/330)	1,7	0,5	5,0	АФ9-12	0,5	3,3	0,5	(глинокислота)
3	2								5
	(нефрас А 150/330)	1,7	0,5	5,0	-	0,5	3,3	0,5	(глинокислота)
	2				0,006				6
4	(нефрас А 150/330)	2,0	0,5	6,0	АФ9-6	0,5	4,0	0,5	(мас.%: HCl - 15, HF - 2,0, реагент-Гликойл - 30, АФ9-6 - 0,1)
	2				0,006				6
5	(РКДмф)	2,0	0,5	6,0	АФ9-12	0,5	4,0	0,5	(мас.%: HCl - 9, HF - 4, реагент-оксаль Т-66-30, АФ9-12 - 0,1)
	2				0,025				5
6	(сонпар 5402)	1,7	0,5	5,0	АФ9-6	0,5	3,3	0,5	(мас.%: HCl - 12, HF - 3,2, реагент-Гликойл - 5, АФ9-6 - 0,1)
	2				0,005				5
7	(сонпар5402)	1,7	0,5	5,0	АФ9-12	0,5	3,3	0,5	(мас.%: HCl - 12, HF - 4, реагент-оксаль Т-66 - 5, АФ9-12 - 0,1)

Таблица 5.
Эффективность ОПЗ предлагаемым способом*.
№ ОП3	Добыча нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	Дополнительная добыча нефти, т	Сокращение добычи воды, м3	Продолжительность эффекта, месяцы	Примечание
до ОПЗ	после ОПЗ	до ОПЗ	после ОПЗ
1	0,1	0,6	98,3	72,2	108	197	7	эффект продолжается
2	0,5	2,2	42,3	35,5	378	179	7	эффект продолжается
3	0,6	1,8	54,4	47,2	312	215	7	эффект закончен
4	0,7	3,5	68,2	60,7	626	763	8	эффект продолжается
5	2,3	3,2	65,2	63.8	113	94	5	эффект продолжается
6	1,7	5,2	97,7	91,6	797	5016	6	эффект продолжается
7	0,9	2,7	82,7	68,1	271	154	5	эффект продолжается
Итого:	2605
Примечание: опытно-производственные работы проведены в 2007 г.