СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА
METHOD OF ACIDISING OF HOLEBOTTOM AREA TREATMENT OF TERRIGENOUS COLLECTOR

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.
3
Для проведения исследований использован ПВВ с содержанием основного вещества 10% и ГХА с плотностью 1204 кг/м. 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).
3
3
3
3
3
3
3
3
9-12
9-12
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 м. Эффективная толщина продуктивного пласта составляет 5 м, поэтому расчетные объемы ГХА и полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонолом АФ составляет 5 м. 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 м, затем буфер пресной воды 0,5 м. После этого закачан расчетный объем полимерной композиции с 0,1% мас. НПАВ - неонол АФ 5 м, снова буфер пресной воды 0,5 м и оставшиеся 2/3 объема ГХА (3,3 м, таблица 4). Далее проводили выдержку на реакцию в течение 24 часов. После закачки буфера пресной воды 0,5 м 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.
9-12
ОПЗ №2. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию с 0,5 мас.% неионогенного ПАВ - неонола АФ.
ОПЗ №3. Проведен аналогично ОПЗ №1, используя полимерную композицию без введения неионогенного ПАВ.
9-6
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 - 0,1.
ОПЗ №5. В качестве кислотной композиции использовали кислоту замедленного действия для терригенных коллекторов, содержащую, мас.%:
9-12
ингибированную соляную кислоту - 9, фтористоводородную кислоту - 4, растворитель «Флотореагент-Оксаль Т-66» - 30, полимерная композиция НПАВ Неонол АФ - 0,1.
9-12
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- 0,5.
9-6
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- 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/м<sup>3</sup>
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, м<sup>3</sup>
Осадкогелеобразующая композиция
Кислотная композиция, м<sup>3</sup>
ГХА, м<sup>3</sup>
пресная вода, м<sup>3</sup>
ПВВ, м<sup>3</sup>
НПАВ, м<sup>3</sup>
пресная вода, м<sup>3</sup>
ГХА, м<sup>3</sup>
пресная вода, м<sup>3</sup>
1
2
0,005
5
(нефрас А 150/330)
1,7
0,5
5,0
АФ<sub>9-12</sub>
0,5
3,3
0,5
(глинокислота)
2
2
0,025
5
(нефрас А 150/330)
1,7
0,5
5,0
АФ<sub>9-12</sub>
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
АФ<sub>9-6</sub>
0,5
4,0
0,5
(мас.%: HCl - 15, HF - 2,0, реагент-Гликойл - 30, АФ<sub>9-6 </sub>- 0,1)
2
0,006
6
5
(РКДмф)
2,0
0,5
6,0
АФ<sub>9-12</sub>
0,5
4,0
0,5
(мас.%: HCl - 9, HF - 4, реагент-оксаль Т-66-30, АФ<sub>9-12</sub> - 0,1)
2
0,025
5
6
(сонпар 5402)
1,7
0,5
5,0
АФ<sub>9-6</sub>
0,5
3,3
0,5
(мас.%: HCl - 12, HF - 3,2, реагент-Гликойл - 5, АФ<sub>9-6 </sub>- 0,1)
2
0,005
5
7
(сонпар5402)
1,7
0,5
5,0
АФ<sub>9-12</sub>
0,5
3,3
0,5
(мас.%: HCl - 12, HF - 4, реагент-оксаль Т-66 - 5, АФ<sub>9-12</sub> - 0,1)
Таблица 5.
Эффективность ОПЗ предлагаемым способом*.
№ ОП3
Добыча нефти, т/сут
Обводненность продукции, %
Дополнительная добыча нефти, т
Сокращение добычи воды, м<sup>3</sup>
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.