СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
ACID TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE OIL FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта с карбонатным коллектором добывающих и/или нагнетательных скважин.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны [1].
Основным недостатком известного способа является невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2].
В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. Известный способ требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.
Недостатком известного способа является также и то, что обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону.
Применение для изоляции прочных твердеющих материалов типа цементных растворов ведет лишь к перерасходу этих дорогостоящих материалов и зачастую оказывает необратимо неблагоприятное влияние и на низкопроницаемые зоны, смежные с высокопроницаемыми, закупоривая их, что крайне нежелательно. В итоге, оказывается, что надежных технологий по этому вопросу крайне мало.
Техническим результатом изобретения является увеличение охвата нефтяного пласта кислотой по глубине за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижения сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.
3
Кроме того, при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
у.г
N=1,0+0,1L;
с.к
N=1,0+0,1L;
3
а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
с.к
N=1,0+0,1L;
у.г
N=0,1L;
где
с.к
N - число операций с применением соляной кислоты;
у.г
N - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с изобретением используют вязкие свойства, присущие гелю, приготовленному с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива - углеводородной жидкости для перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в процесс воздействия каналов низкой проницаемости, а также свойства данного геля замедлять скорость реакции кислоты с карбонатной породой, за счет поступления в состав закачиваемых флюидов большого количества высокоэффективного поверхностно-активного вещества (ПАВ) - кальциевых солей алкилфосфорных кислот, растворимых как в углеводородах, так и кислоте. Это объясняется тем, что в заданном месте (именно в нефтяном обрабатываемом пласте) и в заданное время (именно при поступлении соляной кислоты в нефтяной пласт) происходит реакция в системе:
соляная кислота + карбонатная порода нефтяного пласта + гель (в виде гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива) в виде:
кислота + карбонатная порода + гель → продукты разрушенного геля + ионы кальция → образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот:
Действие продуктов реакции (кальциевых солей алкилфосфорных кислот) в качестве ПАВ, растворимых в углеводородах и кислоте, приводит к замедлению скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Это позволяет продавить активную кислоту на большие расстояния от ствола скважины, увеличить глубину обрабатываемой зоны и замедлить вторичное осадкообразование и гелеобразование продуктов реакции. Обычно же соляная кислота расходуется на взаимодействие с породой в течение очень короткого времени (нескольких минут) с начала контакта.
Кроме того, продукты реакции снижают и межфазное натяжение, что способствует при последующем освоении скважины выносу из нефтяного пласта и скважины как продуктов реакции, так и самого отклонителя - углеводородного геля практически без следов воздействия на нефтяной пласт.
Все это обеспечивают при минимальных затратах средств на обработку призабойной зоны нефтяного пласта - использовании отклонителя, способного проявлять свойства временной изоляции высокопроницаемой зоны, замедлителя скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой (повышения эффективности ее действия за счет увеличения глубины охвата нефтяного пласта), эвакуатора продуктов реакции соляной кислоты и ее остатков за счет структурных свойств отклонителя как неньютоновской жидкости (обычно продукты реакции и остатки кислоты продавливают в пласт, что имеет негативные последствия) и очистителя пор, трещин и ствола скважины собственной структурой неньютоновской жидкости.
Упомянутые гелеобразователь и активатор являются составными частями комплекса гелирующего «Химеко-Н». Он широко известен и применяется при гидроразрыве пласта (ТУ 2481-053-17197708-00).
Гелеобразователь комплекса «Химеко-Н» - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета;
Активатор комплекса «Химеко-Н» - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.
Типовой компонентный состав углеводородного геля из упомянутых составных частей, об.%:
Гелеобразователь «Химеко-Н»
0,6-1,4
Активатор «Химеко-Н»
0,6-1,4
Дизельное топливо
Остальное
При последовательной закачке углеводородного геля и соляной кислоты заданной концентрации в карбонатный коллектор происходит:
1. Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков.
2. Вышеупомянутая реакция в системе: соляная кислота - карбонатная порода - углеводородный гель.
В рамках данного изобретения в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина были проведены исследования взаимодействия углеводородного геля на дизельном топливе с нефте- и водонасыщенной карбонатной породой в насыпном виде, с последующим воздействием кислотным составом.
При исследованиях были использованы:
ρ20°C нефти
3
нефть ( = 850 кг/м);
ρ20°C воды
3
модель пластовой воды хлоркальциевого типа ( = 1012 кг/м);
ρ20°C ДТ
3
углеводородный гель, приготовленный на дизельном топливе (=820 кг/м), содержащий 1,0 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 1,0 об.% активатора «Химеко-Н»;
12%-ная соляная кислота с добавкой 4 об.% многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка НК-ФД). Многофункциональный ПАВ добавляли, в частности, для снижения влияния водопроницаемости избыточно обводненной карбонатной породы в насыпном виде в лабораторных условиях (приближенных, но отличных от реальных условий нефтяного пласта).
Полученные результаты в таблице 1-4 и на диаграмме
Таблица 1
Исходные показатели образцов:
№
Насыщение
Обработка гелем
Исходные показатели образцов
S, см<sup>2</sup>
М, г
1
Нефть
Да
24,718
21,4536
1А
Нефть
Нет
23,809
19,5280
2
Вода
Да
23,756
20,0708
2А
Вода
Нет
23,587
19,4894
Таблица 2
Изменение массы образцов 1 и 2 после насыщения в течение 19 часов:
№
М<sub>ИСХ</sub>, г
M<sub>19H</sub>, г
ΔМ, г
ΔМ, %
1
21,4536
21,5536
0,1000
0,466%
1А
19,5280
19,6058
0,0778
0,398%
2
20,0708
20,1792
0,1084
0,540%
2А
19,4894
19,5736
0,0842
0,432%
Таблица 3
Изменение массы образцов 1 и 2 после обработки гелем в течение 3 часов:
№
М<sub>ИСХ</sub>, г
M<sub>19H</sub>, г
М<sub>ЗГ</sub>, г
ΔМ<sup>ИСХ</sup> <sub>ЗГ</sub>, г
ΔМ<sup>ИСХ</sup> <sub>ЗГ</sub>, %
ΔМ<sup>19Н</sup> <sub>ЗГ</sub>, г
ΔМ<sup>19Н</sup> <sub>ЗГ</sub>, %
1
21,4536
21,5536
22,0344
0,5808
2,707%
0,4808
2,231%
2
20,0708
20,1792
20,4725
0,4017
2,001%
0,2933
1,453%
Таблица 4
Изменение массы образцов 1 и 2 после 30-минутной обработки кислотой:
№
Насыщение
Обработка гелем
М<sub>ИСХ</sub>, г
М<sub>30К</sub>, г
ΔМ, г
ΔМ, %
1
Нефть
Да
21,4536
17,3129
-4,1407
-19,301%
2
Вода
Да
20,0708
16,6052
-3,4656
-17,267%
1А
Нефть
Нет
19,5280
15,3330
-4,1950
-21,482%
2А
Вода
Нет
19,4894
15,8599
-3,6295
-18,623%
Также полученный углеводородный гель на основе дизельного топлива был исследован на фильтрационной установке высокого давления и температуры. Было выявлено наличие его высоких тампонирующих - «пакерующих» свойств, что особенно важно для каналов высокой проницаемости.
Целью экспериментов являлась оценка влияния солянокислотной обработки на тампонирующие свойства геля.
В таблице 5 приведены параметры модели, используемые агенты и конечный результат.
Методика проведения исследований включала последовательно следующие этапы:
- фильтрацию через модель пластовой воды при температуре 60°C. Определение начальной проницаемости;
- закачку углеводородного геля при при температуре 60°C и разных скоростях фильтрации;
пор
- закачку 0,3 V ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД.
Таблица 5
Длина модели, см
36,7
Диаметр модели, см
2,45
Начальная проницаемость по воде, мкм<sup>2</sup>
0,512
Температура эксперимента,°C
60
Гелеобразователь «Химеко-Н», об.%
1,0
Активатор «Химеко-Н», об.%
1,0
Кислота соляная ингибированная, %, +4 об.% ПАВ - Нефтенола К
12
Вязкость углеводородного геля при 60°C, мПа·с при 100 об/мин
95,6
Закачка углеводородного геля, V<sub>пор</sub>
1
Закачка ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД, V<sub>пор</sub>
0,3
Конечное значение фактора остаточного сопротивления, Rост
23,5
Исследования показали, что при закачке углеводородного геля происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости геля, сохранения его тампонирующих - «пакерующих» свойств при воздействии на него высоким давлением.
Таким образом, экспериментально подтверждена возможность блокирования углеводородным гелем высокопроницаемых зон и тем самым перераспределение объемов кислотного воздействия в менее проницаемые участки пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
3
Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости выше 100 м/сут вначале осуществляют закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием углеводородного геля. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося геля продолжают в течение 10 мин. Затем гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости сдвига при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При обработке нескольких низкопроницаемых зон пласта закачку соляной кислоты начинают с нижней зоны через спущенные до нее насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем трубы поднимают до следующей низкопроницаемой зоны для закачки соляной кислоты. Необходимый результат может быть получен с первой попытки - на первой операции обработки, например, при обработке зоны небольшой протяженности и умеренной приемистости. В более сложных случаях - при необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.
3
При приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
у.г
N=1,0+0,1L;
с.к
N=1,0+0,1L,
где
у.г
N - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;
с.к
N - число операций с применением соляной кислоты;
L - протяженность зоны перфорации.
3
Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости ниже 100 м/сут вначале осуществляют закачку соляной кислоты, а затем отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося углеводородного геля продолжают в течение 10 мин. Затем углеводородный гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный углеводородный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.
3
При приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
у.г
N=1,0+0,1L;
с.к
N=1,0+0,1L,
где
с.к
N - число операций с применением соляной кислоты;
у.г
N - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Конкретные примеры осуществления способа.
Первоначально проводят расчет необходимых объемов соляной кислоты и углеводородного геля.
3
3
По опытным данным объем соляной кислоты принимают в расчете 1-5 м на 1 м толщины пласта. Объем углеводородного геля - 1-4 м.
3
3
3
Пример 1: при небольшой протяженности низкопроницаемой зоны (3 м) принимают 6 м 18% соляной кислоты. При протяженности высокопроницаемой зоны 4 м принимают 5 м углеводородного геля. В этом случае через НКТ закачивают вначале углеводородный гель. Выдерживают его до набора структурной прочности в течение 2-х ч. Затем приводят в действие пакер и закачивают соляную кислоту. Выдерживают скважину под давлением в течение 2 ч на химические реакции. При этом, давление плавно повышают (каждые 30 мин на 0,5 атм), чем обеспечивают увеличение глубины продавки кислоты в пласт. Осуществляют освоение скважины с созданием депрессии и отбором из скважины продуктов реакции и углеводородного геля. Эффективность промежуточных операций контролируют по давлениям закачки и продавки применяемых агентов. Конечный результат оценивают по притоку нефти. При положительном результате - увеличении притока - операцию заканчивают. При недостаточно высоком результате операции повторяют. При этом принимают к использованию 15% соляную кислоту в объеме 5 м с пакером.
3
Пример 2: при 25 м интервале перфорации принимают объем соляной кислоты 2 м на 1 м толщины пласта.
3
3
3
При приемистости скважины в 150 м/сут вначале закачивают углеводородный гель. Всего приготавливают и закачивают 30 м углеводородного геля с плотностью 810 кг/м, эффективной вязкостью (при 100 об/мин) в пределах 200-300 мПа·с.
3
Затем закачивают 50 м соляной кислоты. Закачку осуществляют в несколько операций в следующей последовательности:
3
порция углеводородного геля - 15 м;
3
порция соляной кислоты 18%-ной концентрации - 30 м;
3
порция углеводородного геля - 15 м;
3
порция соляной кислоты концентрации 12%-ной концентрации - 20 м.
3
Продавку производят водонефтяной эмульсией на основе нефти плотностью 850 кг/м и пресной воды в объемном соотношении 1:1 с использованием эмульгатора Нефтенола НЗ - 4% об.
Источники информации
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.
2. Патент US 3612179, 1971.