RU2623380C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины включает закачку в пласт в количестве 4-10 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4в» 1,0-4,0; углеводородную жидкость 5,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 3,0-80,0; воду минерализованную до 100, закачку в пласт в количестве 1,8-2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта нефтекислотной эмульсии, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4н» 3,0-8,0; углеводородную жидкость 10,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 4,0-10,0; 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты до 100, для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть реализовано при кислотном воздействии с целью увеличения продуктивности нефтедобывающих скважин с неоднородными по проницаемости карбонатными и терригенными коллекторами. Способ предназначен для восстановления и улучшения коллекторских свойств продуктивной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

В ходе эксплуатации газовых и нефтяных скважин их призабойная зона забивается различного рода загрязнителями. Для устранения этого явления и восстановления продуктивности скважин используют различные способы воздействия на пласт: физико-химические, тепловые, гидродинамические, микробиологические, газовые и их различные комбинации. Самое большое распространение среди них применительно к призабойной зоне с карбонатным и терригенным коллекторами находит солянокислотная обработка. Недостатками данного метода является малая глубина обработки, обусловленная высокой скоростью взаимодействия породы с кислотным раствором и невозможность удаления асфальтопарафиновых отложений из призабойной зоны пласта. Для увеличения проникающей способности кислоты в призабойную зону в кислоту вводят гидрофобизаторы, поверхностно-активные вещества. Соляную кислоту переводят в состояние обратной эмульсии. В этих случаях в связи с выделением по мере медленного разложения обратной кислотной эмульсии кислоты замедляется скорость реакции с породой коллектора, и кислота успевает прокачаться более глубоко по радиусу призабойной зоны скважины. Применяемые в обратных эмульсиях нефтяные эмульгаторы с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора при движении по фильтрационным каналам как в состоянии эмульсии, так и после ее разложения позволяют также гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением фазовой проницаемости по нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты и водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть [Патент РФ №2255215, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2005]. Недостатком приведенного метода являются:

- долгая технологическая живучесть закачанной эмульсии, обусловленная резким увеличением ее стабильности в условиях пористости продуктивного пласта с его возможной кольматацией при условии присутствия ионов железа, что снижает фильтрационные свойства коллектора и существенно препятствует плановому выводу скважины в рабочий режим;

- закачка части раствора соляной кислоты в чистом виде, что вследствие быстрой реакции кислоты с породой не приводит к увеличению радиуса обработки призабойной зоны;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь, со временем расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины, что способствует повышению обводненности добываемой нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, предусматривающий закачку в скважину при максимально допустимом давлении и расходе обратной нефтекислотной эмульсии с предварительным разобщением продуктивного пласта пакером, с последующим проведением технологической выдержки 20-30 часов, по окончании которой стравливается давление, срывается в межтрубном пространстве разобщающий пакер и производится свабирование до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. В качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об. %: дисперсионная среда - растворитель парафинов нефтяной дистиллят 40-42; эмульгатор «Ялан-Э-1» - 5-8; 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты - 50-55 [Патент РФ №2304710, МПК E21B 43/27, опубл. 20.08.2007]. Недостатками метода являются:

- долгая технологическая живучесть закачанной эмульсии, обусловленная резким увеличением ее стабильности в условиях пористости продуктивного пласта с его возможней кольматацией при условии присутствия ионов железа, что снижает фильтрационные свойства коллектора и препятствует плановому выводу скважины в рабочий режим;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь и реагируя с породой коллектора, со временем расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины;

- при сбросе давления в зоне обработки пласта часть не успевшей разложиться эмульсии может выбросить обратным ходом в межтрубное пространство и выводиться из скважины, что приводит к неэффективному использованию реагентов.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ воздействия на призабойную зону пласта эмульсией обратного типа, содержащей следующие компоненты, мас. %: дисперсионная среда - углеводородная жидкость - 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины - 0,02-0,08, дисперсная фаза синтетическая ингибированная 10-18%-ная соляная кислота - остальное. При этом обратная эмульсия при температурах от 30 до 110°C имеет регулируемый период стабильности в течение от 0,5 до 5,0 часов, используется для ограничения водопритоков в скважину, воздействия на низкопроницаемые зоны пласта. Используется с поинтервальной обработкой пласта. Для разложения при технологической необходимости предусматривается нагрев эмульсии на 20°C выше температуры пласта [Патент РФ №2494244, МПК E21B 43/27, опубл. 27.09.2013]. Недостатками метода являются:

- техническая трудность разогрева на 20°C выше пластовой температуры пласта, который гидрофобизирован высокостабильной в пористой структуре пласта обратной эмульсией;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь со временем и реагируя с породой коллектора, расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет:

- сокращения сроков проведения обработки и вывода скважины в технологический режим;

- обеспечения наряду с интенсификацией нефтедобычи снижения водопритока в скважину;

- повышения степени воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта (ПЗП);

- предотвращения вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки;

- исключения потерь реагентов и применения более технологичного способа кислотной обработки скважины.

Технический результат при использовании изобретения - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины осуществляется следующим образом. В подготовленную к обработке призабойной зоны скважину с очищенными от окалины, окислов железа, песка и прочих загрязнений трубами и призабойной зоной при открытой задвижке в межтрубное пространство через насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивают приготовленные для предварительного глушения и гидроизоляции дренируемых пропластков порции бескислотной обратной эмульсии на основе кислотостойкого нефтяного эмульгатора «Девон-4в». Обратную эмульсию продавливают в кольцевое пространство до кровли продуктивного пласта. Задвижка закрывается. Закачку остальной части обратной эмульсии ведут до начала повышения давления или израсходования рассчитанного объема эмульсии. Часть обратной эмульсии, проникшая в нефтенасыщенные пропластки, разрушается под воздействием внешнего растворителя-нефти, дренированные участки пласта заполняются им и гидрофобизируются. При технологической необходимости продуктивный и надпродуктивный интервалы скважины могут быть разобщены пакером. Необходимое количество бескислотной обратной эмульсии составляет от 4-х до 10 м³ в зависимости от интенсивности водопоглощения. Для глушения скважины используют бескислотную эмульсию обратного типа при следующем соотношении компонентов, об. %:

эмульгатор нефтяной «Девон-4в»	1,0-4,0
нефть, или дизтопливо, или керосин	5,0-20
насыщенный водный раствор CaCl2	3,0-80,0
вода минерализованная	до 100

Отдельно готовят обратную кислотную эмульсию следующего состава, об. %:

эмульгатор нефтяной «Девон-4н»	3-8
нефть, или дизтопливо, или керосин	10-20
насыщенный водный раствор СаСl2	4-10
12-15%-ный водный раствор HCl	до 100

Перемешивание компонентов готовящихся эмульсий производится циркуляцией емкость - насос - емкость. Наличие струйного или быстроходного n=300÷800 об/мин перемешивающего устройства существенно сокращает время эмульгирования и улучшает структуру эмульсии. В зависимости от требуемой по технологическим соображениям вязкости эмульсии в каждом конкретном случае подбирают соотношения компонентов и режим перемешивания.

Необходимое для обработки количество обратной кислотной эмульсии определяется по геологическим данным пласта из расчета 1,8÷2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта или по результатам геометрического расчета при заданном радиусе обработки и высоте продуктивной зоны с учетом его пористости.

Кислотную эмульсию закачивают с максимально возможным давлением, регламентируемым техническим состоянием скважины, но ниже давления гидроразрыва пласта. Проводят однократную или порционную (2-3 оторочки) закачку эмульсии, чередующуюся с подачей порций промежуточного 5,0-20,0%-ного водного раствора моющего состава «Девон-5». Количество моющего раствора составляет 10-20% от объема предыдущей оторочки обратной кислотной эмульсии, она в течение 1-3 часов разлагает эмульсию и отмывает пласт от продуктов реакции. Закачки порций обратной кислотной эмульсии и моющего состава должны производиться последовательно и безостановочно, чтобы кислотная эмульсия не успела разложиться, не достигая расчетной глубины радиуса призабойной зоны.

По окончании закачек остатки реагентов из труб продавливают также под давлением. В качестве продавочной жидкости используют нефть товарную или 2,0-5,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в объеме 5-10 м³ на 1 метр перфорированной мощности пласта. Продавленная в продуктивный пласт обратная кислотная эмульсия разлагается от соприкосновения и взаимной диффузии с моющим составом «Девон-5» или от растворения в нефти, или от истечения технологического времени жизнестойкости. Освободившаяся кислота реагирует с породой, продукты реакции в течение времени реагирования 10-16 часов размываются продавочной жидкостью и вымываются из пласта при освоении скважины. Поверхностно-активные свойства «Девон-4» и «Девон-5» способствуют отмывке пласта от продуктов реакции и гидрофобизируют породу. По окончании работ скважина промывается, глушится, монтируется скважинное оборудование, осваивается и запускается в работу.

Для реализации способа используются следующие продукты:

- эмульгатор нефтяной в модификациях «Девон-4в» и «Девон-4н» по ТУ 2458-009-01699574-2010, производимый ООО НПП «Икар», г. Благовещенск, Республика Башкортостан;

- моющий состав «Девон-5» по ТУ 2458-010-01699574-2010, производимый ООО НПП «Икар», г. Благовещенск, Республика Башкортостан;

- кислота соляная по ГОСТ 857-95;

- углеводородный растворитель - нефть сырая дегазованная без деэмульгатора, дизельное топливо по ГОСТ 305-82, керосин технический по ГОСТ 18499-73 или другой нефтепродукт с интервалом кипения с 40°C до 380°C

- кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.

Эксперименты по изучению заявляемого и известного способов проводились на вертикальной с прозрачной стенкой цилиндрической модели, заполненной в качестве керна смесью кварцевого песка и мраморной крошки с размером частиц 0,3-1,2 мм. Весовое соотношение кварцевый песок: мраморная крошка 2:1. Высота керна 400 мм, диаметр 60 мм, пористость 23%, замеренный поровый объем 90 мл. Для насыщения керна в качестве углеводорода для визуальной наглядности использовалась стойкая эмульсия состава дизельное топливо: вода = 30:70 об. %, приготовленная без применения эмульгатора при помощи скоростного миксера. Для кислотной обработки керна применялась обратная кислотная эмульсия состава, об. %:

- дизельное топливо - 20%;

- эмульгатор нефтяной «Девон-4н» - 4%;

- насыщенный водный раствор CaCl₂ - 4%;

- 15%-ный раствор ингибированной синтетической соляной кислоты - до 100%.

Замеренная стойкость при 25°C полученной обратной эмульсии, налитой в стеклянный стакан, составляет 6 часов до начала расслоения с выделением органической и неорганической фазы.

Работы проводились в следующей последовательности.

1. Через нижнюю часть модели при перепаде давления 1600 мм до полного насыщения керна подавалось 2 поровых объема приготовленной эмульсии вода - дизельное топливо, а выделившийся в верхней части модели ее избыток был удален. Потом через 5 часов времени стабилизации эмульсии в объеме керна определялась объемная скорость протока через керн 100 мл воды, минерализованной до 20 г/литр. Полученная объемная скорость использовалась как сравнительная для определения 100% полноты разблокировки керна от гидрофобной кислотной эмульсии в последующих опытах.

2. В насыщенный эмульсией вода-дизтопливо керн снизу подавалось 1,5 поровых объема приготовленной обратной кислотной эмульсии, которая вытеснила содержимое керна и заблокировала его проницаемость. Кислотная эмульсия постепенно разлагалась. Выделяющаяся соляная кислота взаимодействовала с мраморной крошкой керна, освобождающийся углеводородный растворитель обратной эмульсии вымывался минерализованной водой, периодически подававшейся в низ керна. Время достижения массовой скорости прохода минерализованной воды через керн по мере разблокировки проницаемости до показателя, определенного по п. 1, определяла степень разложения эмульсии и срабатывания кислоты. Подача воды производилась порционно по 100 мл с замером времени через определенные промежутки при перепаде давления 1600 мм, результаты заносились в таблицу 1. Полнота разложения эмульсии и срабатывания кислоты дополнительно подтверждалась замером количества освободившейся углеводородной фазы эмульсии - дизельного топлива, вымытого водой из керна.

3. Через низ керна, насыщенного эмульсией вода минерализованная - дизельное топливо, подается 1,5 поровых объема обратной кислотной эмульсии. С целью быстрого принудительного разложения эмульсия продавливается порцией 20%-ного моющего состава «Девон-5» в количестве 20% от количества поданной кислотной эмульсии. Дается технологическая выдержка 5 часов на взаимодействие кислоты и мраморной крошки. Также для определения степени разблокировки керна, полноты разложения кислотной эмульсии и срабатывания выделившейся кислоты определяется массовая скорость прохождения 100 мл минерализованной воды через керн, результаты заносятся в таблицу 1 «Разложение обратной кислотной эмульсии в пористой среде».

4. Испытания по п. 3 проводятся с подачей обратной кислотной эмульсии и разлагающего ее раствора моющего состава порционно в 2 приема по 0,75 поровых объема эмульсии с продавкой раствором моющего состава каждый раз.

5. Испытания по п. 2 проводятся при 50°C (повышенной на 25°C) температуре, как принято в прототипе. Модель с керном при этом находятся в водяной бане. Результаты испытаний приведены в таблице 1.

Для демонстрации эффективности применения кислотной эмульсии совместно с раствором моющего состава по сравнению с применением простого кислотного раствора или кислотной эмульсии при повышенной температуре проведены следующие эксперименты.

1. В стакан с 15%-ным раствором синтетической соляной кислоты засыпалась мраморная крошка, и визуально определялось время его полного разложения. Соотношение реагентов в молях HCl:мраморная крошка (СаСO₃)=1:0,6.

2. В стакан с кислотной эмульсией из 15%-ного раствора синтетической соляной кислоты и эмульгатора «Девон-4н» засыпалась мраморная крошка и определялось время его полного разложения. Соотношение реагентов в молях HCl: мраморная крошка (CaCO₃)=1:0,6.

3. То же по п. 2 при повышении температуры на 25°C.

4. То же по п. 2 с добавлением 20%-ного водного раствора моющего состава в количестве 20% к объему эмульсии. Результаты испытаний приведены в таблице 2 «Разложение нефтекислотной эмульсии в состоянии свободного налива»

Все приведенные в таблицах 1 и 2 результаты являются усредненными показателями трех измерений.

Анализ данных таблицы 1:

- обратная кислотная эмульсия в условиях пористого пласта разлагается и срабатывает в течение 20 суток и более, что существенно задерживает вывод скважины в режим;

- принудительное разложение обратной кислотной эмульсии происходит практически в течение рабочей смены, что существенно сокращает вывод скважины в режим после глубокопроникающей кислотной обработки, также одновременно производится промывка ее призабойной зоны;

- разложение обратной кислотной эмульсии под разогревом может сократить время разложения до 3-х суток, однако техническое осуществление прогрева призабойной зоны скважин в практических глубинах от 800 до 3500 метров и более достаточно сложно и трудоемко.

Анализ данных таблицы 2:

- чистая кислота срабатывает слишком быстро, что на практике приведет к ее взаимодействию только с поверхностным слоем породы призабойной зоны, кислота не успевает прокачаться в пласт;

- принудительное разложение обратной эмульсии раствором моющего состава существенно снижает время срабатывания кислоты с породой призабойной зоны, что на практике даст возможность предварительной доставки кислотной эмульсии на расчетную глубину пласта по радиусу ствола и высоте продуктивной зоны скважины, произвести там ее принудительное разложение и быстрое срабатывание с породой;

- существенное снижение времени разложения эмульсии при увеличении температуры проявляется только в условиях эмульсии в стакане, вне пористой среды породы пласта.

Сравнительный анализ таблицы 1 и таблицы 2 с описанием процесса разложения обратной эмульсии и взаимодействия освобождающейся соляной кислоты с мрамором показывает, что в условиях пористой породы существенно возрастает стойкость кислотной эмульсии, что требует для оптимизации технологий глубокопроникающей кислотной обработки призабойной зоны ее принудительного разложения.

Claims (5)

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа, содержащей дизельное топливо или нефть в качестве углеводородной жидкости, азотсодержащее производное жирных кислот в качестве эмульгатора и водный раствор ингибированной соляной кислоты, принудительное разложение нефтекислотной эмульсии, отличающийся тем, что предварительно производят закачку в количестве 4-10 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей следующее соотношение компонентов, об. %:
2. нефтяной эмульгатор «Девон-4в» 1,0-4,0 углеводородная жидкость 5,0-20,0 насыщенный водный раствор хлористого кальция 3,0-80,0 вода минерализованная до 100,
3. в качестве нефтекислотной эмульсии закачивают в количестве 1,8-2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта эмульсию, содержащую дополнительно насыщенный раствор хлористого кальция, а в качестве эмульгирующего поверхностно-активного вещества нефтяной эмульгатор «Девон-4н» при следующем соотношении компонентов, об. %:
4. нефтяной эмульгатор «Девон-4н» 3,0-8,0 углеводородная жидкость 10,0-20,0 насыщенный водный раствор хлористого кальция 4,0-10,0 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты до 100,
5. а для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза.