RU2165013C1

RU2165013C1 - Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2165013C1
Application number: RU99119193/03A
Authority: RU
Inventors: Н.Р. Старкова; Ф.А. Шарифуллин; Л.С. Бриллиант; А.О. Гордеев; В.И. Куракин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация"
Priority date: 1999-09-01
Filing date: 1999-09-01
Publication date: 2001-04-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных и низкопродуктивных пластов, сложенных терригенными и глинистыми коллекторами, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пластов добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает предварительную закачку легких фракций переработки нефти с добавкой 0,5-1,0% маслорастворимого ПАВ, последующую закачку кислотной системы, продавку ее в пласт нефтью, технологическую выдержку для реагирования с породами пласта и ввода скважины в эксплуатацию. Кислотная система содержит, мас.%: ортофосфорная кислота 7-10, фтористоводородная кислота 1-4, вода - остальное. Технический результат: увеличение охвата пластов воздействием, очистка коллекторов от АСПО, восстановление и увеличение естественной проницаемости низкопроницаемых терригенных и глинистых коллекторов. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных и низкопродуктивных пластов, сложенных терригенными и глинистыми коллекторами, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пластов добывающих и нагнетательных скважин.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащими различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов [1].

Недостатком описанных способов является невысокая эффективность ввиду отсутствия технологических приемов, усиливающих направленное действие кислотных растворов.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку нефтяной эмульсии и закачку соляной кислоты [2].

Недостатками данного способа являются: использование растворов соляной кислоты для воздействия на ПЗП с целью восстановления и улучшения проницаемости пластов, сложенных слабосцементированным песчаником с высоким содержанием глинистых минералов и низким содержанием кальцитов, малоэффективно; приготовление водо-нефтяной эмульсии на поверхности является трудоемким и затратным процессом.

Задача изобретения состоит в повышении производительности добывающих скважин за счет увеличения охвата пластов воздействием, очистки коллектора от АСПО; повышении эффективности воздействия кислотного раствора на низкопроницаемые терригенные и глинистые коллекторы; восстановлении и увеличении их естественной проницаемости.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи, включающем закачку раствора кислоты, в пласт предварительно закачивают легкие фракции переработки нефти с добавкой 0,5 - 1,0% маслорастворимого ПАВ, взаимодействующие с пластовой водой с образованием инвертной эмульсии в обводненной части продуктивного пласта, а в качестве раствора кислоты закачивают кислотную систему, продавливают ее в пласт нефтью, проводят технологическую выдержку для реагирования с породами пласта, после чего скважину вводят в эксплуатацию, при этом кислотная система содержит ортофосфорную и фтористоводородную кислоты и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ортофосфорная кислота - 7-10
Фтористоводородная кислота - 1-4
Вода - Остальное
Суть предлагаемого способа заключается в технологии, предусматривающей предварительную закачку углеводородной жидкости с ПАВ, использование специальной кислотной системы, эффективно растворяющей глинистые минералы, и пуск скважины в эксплуатацию сразу после протекания реакции (4 - 8 ч).

Предварительная закачка углеводородной жидкости с ПАВ преследует две цели: очистка коллектора от АСПО и создание в обводненном пласте нестойкой эмульсии, вязкость которой повышается при смешении с пластовой водой, в результате чего ограничивается фильтрация кислотного раствора в дренированные зоны и увеличивается охват пласта воздействием по всей мощности, так как последующая закачка кислотной системы будет происходить по тому же профилю, полностью или частично очищенному от АСПО, воздействие кислотной системы на коллектор будет более эффективным.

Химически чистая ортофосфорная кислота представляет собой твердое кристаллическое вещество. В промышленности для технических нужд ее выпускают в виде сиропообразного концентрированного водного раствора (75-95%). Это не летучая, не имеющая запаха жидкость, не токсична и поэтому работа на скважинах с ней безопаснее, чем с другими кислотами.

Фосфорная кислота является кислотой средней силы, трехосновная, имеет ступенчатую диссоциацию в три стадии:
H₃PO₄ ---> H⁺ + H₂PO₄ ^- ---> H + HPO₄ ^-2 ---> H⁺ + PO₄ ^-3
В результате ступенчатой диссоциации фосфорная кислота медленно реагирует с горной породой, что дает ей возможность, оставаясь реакционноспособной, достигать периферийной части призабойной зоны пласта.

Для увеличения естественной проницаемости прочносцементированных низкопродуктивных терригенных коллекторов используется кислотная система, содержащая фосфорную и фтористоводородную кислоты.

Преимущество предлагаемой кислотной системы состоит в том, что она медленно реагирует с кальцитом и хорошо растворяет глины. Ее использование позволит сохранить коллектор, сложенный песчаником, неповрежденным и обеспечить очистку пласта от глин, ила и остатков бурового раствора.

Для изучения растворимости минералов растворами фосфорной кислоты готовили следующие кислотные системы заданной концентрации: H₃PO₄ + HF; HCl + HF.

Определение растворимости проводили следующим образом: 1 г измельченного минерала взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака, помещали в коническую колбу емкостью 50 мл, заливали 25 мл исследуемого раствора и термостатировали при 60^oC в течение 3 ч. Нерастворенную часть образца переносили на фильтр и промывали до нейтральной реакции фильтрата, высушивали при температуре 105^oC и взвешивали. По убыли веса определяли количество растворенной породы в процентах по отношению к массе исходного образца.

Коррозионная активность растворов на основе ортофосфорной и фтористоводородной кислот определялась в сопоставлении с растворами на основе соляной и фтористоводородной кислот. Действию кислотных растворов подвергались образцы стали марки Ст. 3. Образцы выдерживались в кислотных растворах в течение 8 ч при температуре 60^oC.

Результаты, приведенные в таблице, показали, что кислотные растворы, содержащие ортофосфорную кислоту, хорошо растворяют глины и в меньшей степени, чем солянокислотные растворы растворяют песчаник.

Кроме того, кислотные системы на основе ортофосфорной и фтористоводородной кислот имеют низкую коррозионную активность.

По результатам исследования свойств кислотных систем видно, что лучшими свойствами для воздействия на ПЗП, сложенного терригенными и глинистыми коллекторами, обладают кислотные системы на основе ортофосфорной и фтористоводородной кислот.

Повышению эффективности кислотных обработок ПЗП способствует предварительная закачка в пласт легких фракций нефтепереработки для очистки от АСПО.

Закачку легких фракций, содержащих эмульгатор, осуществляют под давлением при закрытой затрубной задвижке. Проникая в призабойную зону добывающей скважины, легкие фракции переработки нефти очищают от АСПО коллектор для последующего кислотного воздействия. Кислотный раствор активно воздействует непосредственно на коллектор, восстанавливая и улучшая его проницаемость.

Пример осуществления технологии воздействия на ПЗП добывающей скважины N 6166 Cамотлорского месторождения. Пласт БВ_10(1-2); интервал перфорации 2354-2371 м; пористость 25-26,4%; проницаемость 441-1400 мД.

Технология воздействия на ПЗП состоит из следующих операций:
1. кислотная ванна 20%-ным раствором HCl;
2. закачка легких фракций переработки нефти с маслорастворимым ПАВ;
3. закачка кислотной системы 7-10% H₃PO₄ + 1-4% HF + вода.

Очистка призабойной зоны пласта кислотной ванной проводится 20%-ным раствором HCl. Расход товарной кислоты на 1 м³ рабочего раствора составит 0,900 м³, т. к. товарная кислота имеет концентрацию 20,4% и плотность 1100 кг/м³.

Объем закачки соляной кислоты равен объему скважины высотой, равной толщине обрабатываемой зоны пласта. Высота перфорированной мощности h = 17 м. Исходя из этих условий, объем кислотной ванны составил 2 м³. Рабочий раствор соляной кислоты готовится в мерной емкости кислотного агрегата. Сначала набирается 0,2 м³ воды, затем добавляется 1,8 м³ соляной кислоты и перемешивается в 1-2 цикла.

Закачка кислоты проводится при помощи кислотного агрегата. Из емкости кислотного агрегата насосом готовый раствор соляной кислоты подается по нагнетательной линии в скважину. После закачки кислоты скважину выдерживают на реагирование в течение 4-5 ч, после чего из нее необходимо вымыть на поверхность весь объем прореагировавшей кислоты и продуктов реакции.

Закачка легких фракций для удаления АСПО.

Легкие фракции нефтепереработки содержат 0,5-1% маслорастворимого ПАВ. В качестве легких фракций можно использовать нефрас, стабильный бензин, диз. топливо, уайт-спирит.

Присутствие ПАВ в составе легких фракций, например нефраса, способствует образованию нестойких обратных эмульсий в обводненных интервалах пластов, обеспечивая охват пласта воздействием при кислотной обработке.

Расход ПАВ на 1 м³ нефраса составляет 0,005-0,010 м³ товарного реагента. Объем нефраса, необходимого для закачки в пласт, определяется по норме расхода на 1 м эффективной вскрытой мощности пласта для терригенных коллекторов и составляет 0,5-1 м³. Так как вскрытая мощность пласта составляет 11,6 м, объем нефраса составит 6 м³.

Технологический процесс приготовления и закачки нефраса в скважину: в емкость автоцистерны набирается 6 м³ нефраса, 0,03-0,06 м³ маслорастворимого ПАВ и при помощи насоса цементировочного агрегата ЦА-320 круговой циркуляцией "автоцистерна-насос-автоцистерна" перемешивают в течение 2-3 циклов. Готовый раствор нефраса из автоцистерны забирается насосом агрегата и по нагнетательной линии закачивается в пласт.

Закачка нефраса продолжается до тех пор, пока давление не повысится на 5-10% от первоначального.

Кислотная система закачивается сразу после нефраса.

Объем закачки кислотной системы определяется, исходя из расчета 1,5-2,0 м³ кислотного раствора на 1 м эффективной перфорационной мощности пласта.

Вскрытая мощность пласта составляет 11,6 м. Объем кислотной системы составит 17,5 м³.

Технологический процесс приготовления и закачки кислотного раствора: в мерную емкость кислотного агрегата набирается 15,6 м³ воды. Далее набирается 1,1 м³ ортофосфорной и 0,8 м³ фтористоводородной кислоты. Перемешивается круговой циркуляцией при помощи насоса агрегата в течение 2-3 циклов и по нагнетательной линии закачивается в скважину.

Давление закачки кислотной системы должно быть не выше давления закачки нефраса. Кислотный раствор продавливается в пласт нефтью или жидкими продуктами переработки нефти. Скважину оставляют на реагирование в течение 4-8 ч. Выдержка скважины более 12 ч не рекомендуется.

Предлагаемый способ позволит комплексно воздействовать на продуктивный пласт - очистить от АСПО, увеличить охват кислотным воздействием, восстановить естественную проницаемость пласта, сохраняя не поврежденной матрицу коллектора, и в результате повысить производительность скважин.

Источники информации:
1. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. В.Н. Глушко, О.В. Поздеев. М., ВНИИУ и ЭНП, 1998 г., стр. 28-40.

2. Патент РФ N 2004783, кл. E 21 В 43/27, 1993 г., прототип.

Claims

Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи, включающий закачку раствора кислоты, отличающийся тем, что в пласт предварительно закачивают легкие фракции переработки нефти с добавкой 0,5 - 1,0% маслорастворимого ПАВ, взаимодействующие с пластовой водой с образованием инвертной эмульсии в обводненной части продуктивного пласта, а в качестве раствора кислоты закачивают кислотную систему, продавливают ее в пласт нефтью, проводят технологическую выдержку для реагирования с породами пласта, после чего скважину вводят в эксплуатацию, при этом кислотная система содержит ортофосфорную и фтористоводородную кислоты и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ортофосфорная кислота - 7 - 10
Фтористоводородная кислота - 1 - 4
Вода - Остальное