SU898047A1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны нефт ного пласта - Google Patents

Description

(54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из продуктивных пластов. Известен способ увеличени  притока нефти в добывающие скважины, основанный на закачке в нефт ные пласты водного раствора сол ной кислоты и его смеси с плавиковой, уксусной и другими кислотами 1. Однако закачиваемые кислоты редгируют с породами нефт ного пласта только в призабойной зоне, кислотные растворы воз . действуют только на высокопроницаемые интервалы пластов. Наиболее близким по технической сущности к изобретению  вл етс  способ обработки призабойной зоны пласта гидрофобными . эмульси ми, при котором в пласты закачивают растворы кислот и гидрофобную эмульсию. Способ позвол ет замедлить скорость нейтрализации кислотндго раствора при его закачке и тем самым увеличить глубину проникновени  его в пласт 2. Недостатком этого способа  вл етс  то, что при повторных обработках эффективность существенно снижаетс  из-за проникновени  гидрофобной эмульсии в одни и те же ранее обработанные интервалы. Цель изобретени  - повышение эффективности обработки призабойного нефт ного пласта за счет замедлени  реакции нейтрализации и увеличени  глубины проникновени  кислотного раствора. Цель достигаетс  тем, что гидрофобную эмульсию закачивают перед закачкой кислоты . В зкость эмульсии определ етс  коллекторскими свойствами и приемистостью пласта и ее регулируют изменением концентрации водной фазы и эмульгатора. Потребное количество эмульсии на 1 м мощности продуктивного пласта определ ют по результатам промысловых исследований. Гидрофобные эмульсии готов т на промысле с помощью специальных смесительный устройств, а в лабораторных услови х на смесительной установке типа «Воронеж-2 при скорости вращени  вала мещалки 8000-9000 об/мин. В состав эмульсии ввод т нефть или газоконденсат (25-75%), пресную воду или минерализованную (25-75%), и эмульгатор (,2-3,5) от общего веса жидкости. В качестве эмульгаторов могут

быть использованы дегидратированные полиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир триэтаноламина и карбоновых кислот дистиллированного таллового масла - эмультал, и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условий.

В табл. 1 приведены основные эксплуатационные параметры эмульсий, приготовленных из нефти Речицкого месторождени , пластовой воды этого же месторождени  (плотность 1,16 ГС/СМ эмульгаторов ЭС-2 и эмультал.

В лабораторных услови х, проведены сравнительные испытани  известного и предлагаемого способов увеличени  притока нефти путем закачки нефтекислотных эмульсий .

Испытани  провод т на модели пласта, состо щего из карбонатной породы (мрамор ) с трещиновато-порово-каверновой емкостью . Св занна  водонасыщенность занимает , в основном, поровую часть, нефтенасыщенна  - трещинно-каверновую.

Модель представл ет собой соединенные параллельно два изолированные элемента пласта с общими входной и выходной камерами . Проницаемости составл ющих элементов различаютс  примерно в 12 раз, что позвол ет смоделировать процесс вытеснени  из трещиноватого пласта с высокой степенью неоднородности.

Основные характеристики модели и ее элементов приведены в табл. 2.

Моделью нефти служит с.месь керосина (40%) и дегазированной пластовой нефти Речицкого месторождени  (в зкость 2 сП). Начальна  (св занна ) водонасыщенность составл ет около 11%Опыты с использованием нефтекислотной эмульсии провод т в следующей последовательности .

Вытесн ют нефть водой из модели ТК-14, При этом вытеснение происходит в основном из высокопроницаемого элемента ТК-3. Коэффициент вытеснени  (при 100% обводнении ) не превыщает 25%. Далее закачивают через выходную камеру нефтекислотную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии: %, нефть 5; раствор сол ной кислоты 50%-ной концентрации 10; эмульгатор ЭС-2 2 от веса эмульсии). В зкость эмульсии составл ет 220 сП.

Эмульсию прокачивают в основном по высокопроницаемому элементу. После по влени  эмульсии у входной камеры прокачку прекращают до полного окончани  реакции кислоты с карбонатной породой (мрамором). Об окончании реакции суд т по прекращению выделени  углекислого газа. После этого вытесн ют нефть водой.

Коэффициент вытеснени  увеличиваетс  на 15%.

Промывают модель, повторно насыщают ее нефтью и вытесн ют нефть водой. Существенного прироста коэффициента вытеснени  не замечаетс , так как соотношение проницаемостей элементов почти не изменилось. Проницаемость элементов ТК10 остаетс  прежней, а элемента ТК-3 увеличилась незначительно - до 13500 мД.

Опыты по предлагаемому способу прово (, д тс  в следующей последовательности.

Вытесн ют нефть из модели водой до достижени  100% обводненности. Далее заканчивают через выходную камеру гидрофобную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии, вес. %: нефть 50;

пластова  вода 50; эмульгатор ЭС-2 2 от объема эксплуатации). Электростабильность эмульсии составл ет 270 В, пластическа  в зкость 220 сП.

Заканчивают 10%-ный раствор сол ной кислоты. Закачку кислотного раствора провод т до прорыва его к входной камере. После выдержки и окончани  реакции с породой нефть вытесн ют водой. Коэффициент вытеснени  увеличййаетс  на 28%, S что объ сн етс  проникновением кислоты в менее проницаемые элементы модели изза повыщенного сопротивлени  в высокопроницаемом элементе, созданного гидрофобной эмульсией.

Промывают модель, повторно насыщ,ают ее нефтью и вытесн ют нефть водой. Коэффициент вытеснени  увеличиваетс  на 20% за счет подключени  в процессе вытеснени  малопроницаемого элемента. После сол нокислотной обработки малопроницаеJ мого элемента его проницаемость возростает до 3600 мД., т. е. отнощение проницаемостей стает равным 3 (вместо 12).

Как следует из результатов лабораторных испытаний, последовательна  закачка гидрофобной эмульсии и раствора сол ной кислоты в услови х высокой зональной неоднородности (трещиноватости)  вл етс  более эффективной по сравнению с известным способом, поскольку при этом происходит существенное (примерно в 4 раза) S выравнивание фильтрационных свойств нефтенасыщенных толщин модели пласта. Аналогичные результаты получают при использовании в качестве кислотных растворов смесей кислоты с плавиковой и уксусной кислотами.

По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позвол ет примерно в 2 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и значительно увеличить выход нефти.

пластова 

вода - 75,

вода - 75,

пластова 

вода - 25,

гшастова 

вода - 25,

пластова 

пластова 

вода - 50,

вода - 75,

пластова 

вода - 50,

пластова 

Таблица 1

580

140

220

1001000

400

10

140

640

220

270

690

150

180

220

Таблица 2

Claims (1)

1. Формула изобретения

   Способ кислотной обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке раство- ⁵⁰ ров кислот и гидрофобной эмульсии, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности нейтрализации и увеличения глубины проникновения кислотного раствора, гидрофобную эмульсию закачи- ₅₅ вают перед закачкой кислоты.