СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку нефтяной эмульсии во все пласты, далее материала, растворяющую нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и раствора кислоты, которую закачивают поинтервально в нефтяные пласты (см. Патент РФ №2092686, МКИ Е21В 43/27, публ. 1997 г.).
Данный способ недостаточно эффективен из-за сложной поинтервальной обработки тремя различными составами, что не обеспечивает селективного проникновения кислоты в нефтенасыщенный пропласток и блокировки эмульсией высокопроницаемого водонысыщенного пропластка. Более того, закаченная эмульсия остается в нефтяном пласте и ухудшает его фильтрационные характеристики.
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 15-20%-ной концентрации, бензойную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду - 42,9-62,25 (см. 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 пропластки.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, где в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, об.%: углеводородную жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор 9701-0,4-5,0, водный раствор ингибированной 10%-ой соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10%-ного хлористого кальция или хлористого натрия - остальное (см. Патент РФ №2255215, МКИ Е21В 43/27, публ. 2005 г.).
Однако применение данного способа ограничено, поскольку время распада эмульсии не поддается регулированию в зависимости от температуры, вязкости и решаемой технологической задачи, результатом может являться ухудшение фильтрационных свойств коллектора за счет загрязнения используемой эмульсией, которая не разрушается после обработки скважины. Также при высоком содержании железа в призабойной зоне нефтекислотная эмульсия имеет склонность к осмолению, что приводит к кольматации нефтяного пропластка смолами, продуктами реакции нефти с кислотой в присутствии ионов железа, особенно эти процессы значимы при повышенных температурах.
Целью предлагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложений.
Поставленная цель достигается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта, включающего закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно-чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%:
Кислота
- 5,0-40,0
Анионоактивное или неионогенное
или катионное поверхностно-активное вещество
или их смесь
- 1,0-10,0
Углеводородный растворитель
- 5,0-40,0
Первичный или вторичный спирт
или их смесь
- 0,1-5,0
Ингибитор коррозии
- 0,01-0,05
Вода
- остальное.
В вариантах применения способа эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%, а водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации.
В качестве водного раствора кислоты используют водные растворы соляной кислоты или смеси соляной и плавиковой кислот в зависимости от породы пласта.
Для приготовления эмульсии в качестве кислоты используют:
- соляную кислоту по ГОСТ 857-95;
- плавиковую кислоту по ГОСТ 10484-78;
- сульфаминовую кислоту по ТУ 2121-083-05800142-2001;
- уксусную кислоту по ГОСТ 19814-74;
- муравьиную кислоту по ГОСТ 1706-78;
- их смеси.
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; ИТПС-04Э по ТУ 2458-003-27913102-2003; кокоамин - моноамин жирных кислот кокосового масла, производство Китая. - амдор по ТУ 0257-003-35475596-96.
В качестве углеводородного растворителя используют:
- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82;
- ксилол по ГОСТ 9410-78;
- МИА-пром по ТУ 4852-01127913102-2001;
- толуол по ГОСТ 14710-78;
- 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;
- бутилцеллозольв по ТУ 6-01-646-84;
- этилцеллозольв по ГОСТ 8313-88; или их смеси.
В качестве ингибитора коррозии используют:
- Dodicor -2575 - продукт фирмы «Clariant», США;
- Prod Ci-300 - продукт фирмы «Chevron Fillips», США:
- уротропин по ГОСТ 1381-73;
- формальдегид по ГОСТ 1625-89;
- жирные аммонийные соли.
В качестве регулятора вязкости могут быть использованы:
- синтанол ЭС-3 по ТУ 38-5901268-90;
- ксантановый биополимер по ТУ 2458-002-50635131-2003;
- полиакриламид по ТУ 6-01-1049-92;
Используемая в предполагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах.
Приводим примеры приготовления эмульсии.
Пример 1 (заявляемая эмульсия).
При перемешивании механической мешалкой к 15,0 г соляной кислоты добавляют 2,0 г. деканола, далее в полученную смесь вводят 40,0 г углеводородного растворителя - смеси дизельного топлива и ксилола при их соотношении 85:15, 0,1 г. метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodikor и 42,89 г воды (см. табл.1, пример 1).
Пример 2, 4, 9, 13, 18, 27 готовят аналогично примеру 1 без добавления первичных или вторичных спиртов.
Пример 3. При перемешивании механической мешалкой к 12,9 г соляной кислоты добавляют 1,0 г ИТПС-04Э, далее в полученную смесь вводят 12,94 г. углеводородного растворителя - МИА-пром, 4,0 г метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodikor, 0,01 г регулятора вязкости - синтанола ЭС-3 и 69,14 г воды (см. табл.1 пример 3).
Примеры 5-8, 10-12, 14-17, 19-26, 28 готовят аналогичным образом, изменяя виды компонентов и их содержание в составе в заявляемых количествах.
Пример 29 (прототип).
В 26,0 г дизельного топлива растворяют 0,2 г эмульгатора - Сонкора-9601 при интенсивном перемешивании, далее в 3 приема вводят 7,38 г соляной кислоты и перемешивают в течение 5 минут (см.табл.1, пример 25).
Согласно заявляемому способу обработку призабойной зоны нефтяного пласта производят следующим образом.
При закачке первой оторочки водного раствора кислоты в пласт 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. Далее закачивают оторочку эмульсии, которая за счет повышенной вязкости блокирует промытые зоны и замедляет скорость реакции с породой пласта. Вновь закачиваемый водный раствор кислоты попадает в зоны с низкой проницаемостью, за счет взаимодействия с породой пласта увеличивает их проницаемость. При дальнейшей закачки эмульсии опять происходит блокировка вновь образованных высокопроницаемых зон, за счет замедленной реакции с породой эмульсия проникает вглубь пласта и, таким образом, увеличивается охват пласта воздействием.
2
Суммарный объем эмульсии для обработки пласта определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле: Q=π*R*H*m*Kн,
3
где: Q - объем приготовленной эмульсии, м;
π=3,14;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость,%;
Kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта. Последовательно-чередующуюся обработку ведут в 1-5 циклов.
Оценку эффективности эмульсий проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости, скорости растворения мрамора, глины и проверке стабильности эмульсий во времени при температуре 60°С. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Для определения стабильности эмульсии во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл эмульсии, помещают в термостат при
температуре 60°С и отмечают время полного разделения органической и кислотной фаз.
-1
Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Fann-35 Измерения проводят при различных скоростях вращения шпинделя. Допускается изменение вязкости на 15-20% в течение 6 часов. Результаты измерений записывают с указанием марки прибора, типа используемого шпинделя, скорости вращения и температуры. В таблице 1 приведены значения вязкости, полученные на приборе Fann-35 при комнатной температуре и скорости вращения шпинделя 300 об/мин, что соответствует скорости сдвига 511 с.
3
2
Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака по линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 г/см. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав и через равные промежутки времени (10-30 сек) вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают составляют таблицу с параметрами относительного времени растворения кубика и абсолютными значениями массы. Методом наименьших квадратов находят из угла наклона прямой на линейном промежутке скорость растворения (г/сек) в данном эксперименте. Абсолютное значение скорости растворения (г/м*сек) находят как угол наклона прямой, вычисленной в координатах (m/S) от времени, где m - масса кубика через определенные промежутки времени, S - площадь, вычисленная по уравнению:
S=6(m/p)2/3.
Скорость растворения глины оценивают по следующей методике. Навеску бентонитовой глины массой 2 г перемешивают с 20 г предлагаемого кислотного состава и выдерживают в течение 18 часов. Далее раствор фильтруют через фильтр с известной массой, промывают водой и сушат при комнатной температуре до постоянной массы и взвешивают на фильтре. Эффективность растворения вычисляют по формуле:
Э=100*(М-m)/Мо, где:
М - масса исходной глины с фильтром после обработки, г;
Мо - исходная масса глины, г. ;
m - масса фильтра, г.
По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что, используемая в заявляемом способе эмульсия обладает повышенной вязкостью, является более стабильным. Уменьшение скорости растворения породы пласта повышает проникающую способность состава вглубь пласта.
Для определения эффективности эмульсии при его использования для обработки пласта определяют скорость коррозии и моющую эффективность. Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Таблица 2
№№ п.п
Номер состава из таблицы 1
Скорость коррозии, г/м<sup>2</sup>*ч
Моющая эффективность, %
1
№1
0,29
83
2
№12
0,22
76
3 прототип
HCl - 7,38
0,35
45
Сонкор-9601 - 0,2
ДТ - 26,0
Коррозионную активность проверяют по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при комнатной температуре.
Пластинку размером 10*15*3 очищают, промывают в теплой воде, обезжиривают ацетоном или спиртом и высушивают до постоянного веса. Пластинку подвешивают на капроновой нити в стакане так, чтобы при заполнении стакана раствором кислоты торец пластинки оказался примерно на 10 мм ниже уровня жидкости. Стакан заполняют кислотным составом и оставляют на фиксированное время. По истечении заданного времени пластинку вынимают из кислоты, тщательно промывают в проточной воде и многократно ополаскивают горячей дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластинки удаляют фильтровальной бумагой и пластинку сушат до постоянного веса.
Скорость коррозии вычисляют по формуле:
-4
V=g/10*S*t,
2
где: V - скорость коррозии, г/м*час;
g - потеря массы пластинки в результате коррозии, г;
S - поверхность пластинки, м2;
t - продолжительность испытания, час.
Определение моющей эффективности проводят в динамических условиях, для чего образцы асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) массой 2 г помещают в корзиночки из нержавеющей стали и на проволоке подвешивают в слой приготовленной заранее эмульсии в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на магнитной мешалке со скоростью 400 об/мин в течение 2 часов при комнатной температуре. По происшествии времени образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают.Моющая эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах.
При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемая эмульсия обладает более высокой моющей эффективностью АСПО по сравнению с прототипом, имеет низкую коррозионную активность
Для изучения влияния предлагаемого способа на изменение фильтрационных характеристик пористой среды используют модели пласта, представляющие собой спаренные металлические трубки длиной 50 см и диаметром 3 см разной проницаемостью. В качестве исходного материала для создания пористой среды используют молотый кварцевый песок в чистом воде и с добавлением % карбоната кальция.. В качестве насыщающих флюидов используют минерализованную воду с содержанием солей 19 г/ли дегазированную нефть, разбавленную керосином до 4 мПа.с. Модель пласта насыщают водой в количестве 2 поровых объемов, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают водный раствор кислоты, а затем эмульсию и затем вытесняют его нефтью. В другом варианте, после прокачки нефти проводят вытеснение ее водой, затем закачивают водный раствор кислоты и заявляемую эмульсию, которые также вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления рассчитывают по формуле:
<mrow><mi>Q</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>K</mi><mn>1</mn></msub><mrow><mo>(</mo><mrow><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi></mrow><mo>)</mo></mrow><mo>−</mo><msub><mi>K</mi><mn>2</mn></msub><mrow><mo>(</mo><mrow><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow><mrow><msub><mi>К</mi><mn>1</mn></msub><mrow><mo>(</mo><mrow><mi>в</mi><mo>,</mo><mi>н</mi></mrow><mo>)</mo></mrow></mrow></mfrac><mo>*</mo><mn>100</mn><mi>%</mi></mrow>
, где
1
2
2
К(в,н) и К(в,н) - проницаемость модели по нефти и воде до и после закачки водного раствора кислоты и эмульсии, мкм.
Таблица 3
№№ п.п
Закачиваемые реагенты
Циклы обрабо-ток
Объем реагента
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Изменение фильтрационного сопротивления, %
Начальная
После обработки
1
1.10% HCl
1
0.5 п.о.
ВПП 1.5
ВПП 0.9
-40
0,2 п.о.
НПП 0.6
НПП 0.63
+-5
2. Эмульсия №10 из табл.1
2
1.10% HCl+2%HF
3
0.05 п.о.
ВПП 1.5
ВПП 0,37
-75,3
НПП 0.6
НПП 0.7
+16,6
2. Эмульсия №10 из табл.1
3 прототип
Глинокислота - 6,9
1
0,3 п.о.
ВПП 1,5
ВПП 1,65
+10
НПП 0,6
НПП 0,62
+33,3
Сонкор -9601 - 5,0
ДТ - 26,0
Таким образом, предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта позволяет эффективно разрабатывать неоднородные по проницаемости нефтяные пласты путем увеличения проницаемости нефтенасыщенных и временной блокировки высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, приводит к увеличению охвата пласта воздействием.