СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ПЛАСТА
METHOD OF PROCESSING OIL-CONTAINING FORMATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - повышение производительности скважин и степени нефтеотдачи нефтесодержащего пласта. Способ кислотной обработки нефтесодержащего пласта включает закачку в пласт эмульсии и кислоты, причем сначала углеводородную жидкость, а затем кислоту. В качестве углеводородной жидкости используют смесь легких фракций нефти с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), углеводородного растворителя, первичный или вторичный спирт. В качестве кислоты используют 78-96 %-ную серную кислоту.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку эмульсии следующего состава, масс. %: соляная кислота 15-20%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5 и вода 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс. %: соляную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду 42,9-62,25 (Патент РФ №2269648, МКИ Е21В 43/27, публ. 2006 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения эмульсии в пласт путем изменения смачиваемости породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, кислотная эмульсия проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки, особенно нижние горизонты.
3
3
Известен способ обработки околоскваженной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе (Патент РФ №2494246 МПК У21В 43/27, опуб. 27.09.2013).
Эффективность этого способа недостаточная, так как решает вопрос очистки призабойной зоны и не влияет на пласт.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углевород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или карбоксиметил целлюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий. Закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углерод при их отношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2295635, опуб. 20.03.2007).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность, обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки.
В предложенном изобретении достигается технический результат - повышение эффективности обработки нефтесодержащего пласта почти в 2 раза по сравнению с известными аналогами.
Технический результат достигается тем, что способ химической обработки нефтесодержащего пласта характеризуется тем, что на первом этапе закачивают в околоскважинную зону углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных, или неионогенных, или катионных ПАВ, или их смеси, таких как: деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии, а на втором этапе закачивают кислоту, при этом вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, а в качестве первичных или вторичных спиртов используют метанол, или изопропанол, или вторичный бутанол.
В качестве ингибитора коррозии используют уротропин, или формальдегид, или жирные аммонийные соли.
3
Закачку углеводородной жидкости осуществляют из расчета 2-3 м на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор кислоты содержит 75-96 мас.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН ниже 6,0 на соседней скважине.
Обработанную углеводородной жидкостью скважину постоянно используют для нагнетания в нижние горизонты пласта серной кислоты.
Сущность способа обработки нефтесодержащего пласта заключается в том, что вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Подача углеводородной жидкости перед подачей концентрированной серной кислоты необходима для вытеснения воды и заполнения межтрубного пространства с целью предотвращения разбавления серной кислоты, так как разбавленная кислота вызывает сильную коррозию металлической оснастки скважин. Кроме того, происходит промывка технологического оборудования и призабойной зоны пласта от неорганических солей и соединений железа. Такая обработка позволяет избежать кольматации нефтяного пласта смолами, продуктами реакции нефти с кислотой в присутствии ионов железа.
Поэтому в качестве углеродной смеси может являться обезвоженное органическое вещество и химически стойкое в условиях концентрированной серной кислоты. Отсюда в качестве углеродной смеси возможно применение обезвоженной нефти с добавками
Используют анионактивные ПАВ, или неионогенные ПАВ, или катионные ПАВ, или их смеси, такие как: деканол по ТУ 6-09-1514-75; синтамид-5К по ТУ 2483-064-0580977-2003; эмульгатор катионных битумных эмульсий (ЭКБЭ) по ТУ 0257-007-35475596-98
В качестве углеводородного растворителя используют:
- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82;
- МИА-пром по ТУ 4852-01127913102-2001;
- бензин по ТУ 0251-009-057-66801-93;
- фракция ароматических углеводородов (ФАУ) по ТУ 2414-00352927048-2005;
- их смеси.
Первичные или вторичные спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз.
В качестве первичных или вторичных спиртов используют, например:
- метанол по ГОСТ 2222-95;
- изопропанол по ТУ 6-09-50-2655-94;
- вторичный бутанол по ГОСТ 6006-78;
В качестве ингибитора коррозии используют:
- уротропин по ГОСТ 1381-73;
- формальдегид по ГОСТ 1625-89;
- жирные аммонийные соли.
Используемая в предлагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах.
2
Суммарный объем углеводородной жидкости для обработки пласта определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле: Q=π*R*Н*m*Kн+Vтр.,
3
где Q - объем приготовленной эмульсии, м;
π=3,14;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость, %;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности пласта
Vтр. - объем межтрубного пространства.
3
Закачку углеводородной жидкости осуществляют из расчета 2-3 м на один погонный метр перфорированной мощности пласта.
Подаваемый затем раствор кислоты содержит 75-96 мас.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН раствора ниже 6,0 на соседней скважине. Обработанную углеводородной жидкостью скважину используют для нагнетания в нижние горизонты пласта серной кислоты.
Сущность изобретения
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.
Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.
Во-первых, за счет химических реакций и разбавления серной кислоты водой, находящейся в нефти и пласте, резко уменьшая содержание воды в нефти, что приводит улучшению ее качества.
При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.
Во-вторых, серная кислота как сильный растворитель увеличивает поры в пласте за счет следующих химических реакций
3
4
4
2
3
2-
СаСО(тв)+SO +2Н+→ ←CaSO(тв)+HCO(р-р)
3
4
4
2
2-
Са(ОН)(тв)+SO +2Н+→ ←CaSO(тв)+2HO
В-третьих, взаимодействие серной кислоты с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснения более легкой фракции - нефти.
Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°С, 2,2 ч для 150°С и 0,4 ч для 200°С указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:
2
3
2
2
3
2
3
2-
2+
4S(эл)+3HO+СаСО(тв)→ ←2HS(p-p)+SO +Са+HCO(р-р)
2
Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как HS.
Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционирования
2
2
4
2-
4S(эл)+4HO→ ←4HS(p-p)+SO +2Н+
В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесия
2
3
2
2
4
+
FeO(тв)+5S(эл)+HO→ ←2FeS(тв)+HSO-+H,
16,6
+
4
константа которого равна 10. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO- - и H - ионы. Учитывая, что дисульфиды никеля и кобальта по сравнению с пиритом обладают большей устойчивостью в кислых растворах за счет их несколько меньшей растворимости, термодинамические предпосылки к сульфидированию NiO и СоО будут еще благоприятнее.
Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:
2
2
4
4
2
2
2
4
+
3FeO(тв)+7S(эл)+HO→ ←3FeS(тв)+HSO-+Н+1,5FeSiO(тв)+7S(эл)+HO→ ←3FeS(тв)+1,5SiO(тв)+HSO-+H
2
4
4
-
2-
Равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°С является HS, HS, HSO- и SO .
В-четвертых, концентрированные растворы серной кислоты имеют удельный вес в 1,7-1,9 раза выше, чем вода, и существенно больше, чем у нефти, поэтому серная кислота эффективно заполнит и вытеснит и воду, и нефть из нижних горизонтов пласта.
Наконец, в-пятых, добываемое углеводородное сырье содержит элементарную серу, что создает большие экологические проблемы. Использование серы для получения серной кислоты и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта.
Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.
3
Пример 1. На отработанном участке месторождения расчетный средний дебит скважин 0,05 л/сут, средняя обводненность 14,5%, пластовая температура 25°С, вязкость нефти в пластовых условиях плотность 941 кг/м.
Через остановленную скважину, обработанную углеводородной смесью: 52 г легкой фракции нефти, 1 г деканола, 5 г - фракция ароматических углеводородов (ФАУ), 0,2 г метанола и формальдегида по ГОСТ 1625-89 закачивали 8,5 л 83 масс.% серной кислоты. В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,05 до 12,3 л/сут.
Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи, вначале обрабатывали углеводородной смесью: 60 г легкой фракции нефти, 1 г - синтамид-5К, 5 г - дизельное топливо, 0,2 г метанола и жирных аммонийных солей, а затем 91 масс.% серной кислоты в количестве 15-29 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 1 м, увеличили свою производительность до 12-13 л/сут.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать серосодержащие отходы, решив экологические проблемы.
Пример 3.
На первом этапе закачивают в околоскваженную зону углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти деканола, углеродного растворителя, дизельного топлива, метанола и уротропина, а на втором этапе закачивают кислоту, при этом вначале закачивают углеводородную жидкость в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны, а затем осуществляют закачку в пласт раствора серной кислоты.
Пример 4.
Все как в примере 3, но используют изопропанол 1,2% и в качестве ингибитора коррозии ЧА-2 хлорид додецилдиметилбензиламмония технический в количестве 0,02%.
Закачку углеводородной жидкости осуществляли из расчета 2 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор кислоты содержит 75 масс.% серной кислоты, и закачку его осуществляют до понижения рН ниже 5.9 на соседней скважине.
Примеры 5-9.
Изменяли составы, используя вторичный бутанол 2,0% и жирные аммонийные соли ЧА-1 (хлориддодецилтриметиламмония) 0,03%.
Закачку углеводородной жидкости осуществляли из расчета 3 м3 на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта.
Раствор серной кислоты в примерах брали 80, 82, 90, 96, 81 масс.%, и закачку его осуществляли до понижения рН ниже 6,0, т.е. 4,5; 4,8; 5,5 и 5,7 на соседней скважине. Эффективность обработки нефтесодержащего пласта повышена почти в 2 раза по сравнению с известными аналогами.