UA137216U - Спосіб солянокислотної дії на доломітові пласти та доломітизовані вапняки - Google Patents

Abstract

Спосіб солянокислотної дії на доломітові пласти та доломітизовані вапняки включає нагнітання солянокислотного розчину в продуктивний пласт. При первинній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 °C нагнітається 15-25 % солянокислотний розчин, нагрітий до температури 70-100 °C за допомогою магнієвого наконечника. При первинній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 °C, нагнітається 15-25 % солянокислотний розчин при мінімальній витраті насосного агрегату. При повторній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 °C нагнітається 5-15 % солянокислотний розчин при максимальній витраті насосного агрегату. При повторній дії на свердловини з пластовою температурою вищою за 80 °C нагнітається 5-15 % солянокислотний розчин з додатком 0,1-10 % полімеру або поверхнево-активної речовини.

Description

Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів кислотної дії на привибійну зону пласта.

Відомі технології кислотної обробки, що полягають в нагнітанні у привибійну зону пласта нагрітого кислотного розчину (Рудий М.І., Рудий С.М., Наслєдніков С.В. Кислотне діяння на нафтогазовий пласт. Том 2. Кислотні системи. - Івано-Франківськ ПП "Галицька друкарня

Плюс", 2011. - 562 с.). Використання нагрітого кислотного розчину (для його нагрівання може використовуватись або магнієвий наконечник, або алюмінієвий наконечник, або інші хімічні реагенти) дозволяє розчинення породи кислотою, забезпечує нагрівання та розм'якшення асфальтосмолопарафінистих речовин, що покращує доступ кислотного розчину до поверхні породи. Кислотний розчин завдяки очищенню поверхні розчиняє породу та збільшує проникність продуктивного пласта. Використання відомого способу забезпечує збільшення продуктивності пласта та збільшення дебіту свердловини по нафті в умовах продуктивних пластів з невисокою пластовою температурою (до 80 7С). Недоліком вказаного способу є нераціональне його використання в умовах продуктивних пластів з високою пластовою температурою (понад 80 С) через високі показники розчинності як породи, так і металу підземного обладнання.

Найближчим аналогом у технічному відношенні до запропонованого є спосіб кислотної обробки карбонатного пласта, що полягає в нагнітанні в продуктивний пласт солянокислотного розчину (Рудий М.І., Рудий С.М., Наслєдніков С.В. Кислотне діяння на нафтогазовий пласт. Том 1. Кислоти. - Івано-Франківськ: ПП "Галицька друкарня Плюс", 2011. - 482 с.). Використання солянокислотного розчину пов'язано з тим, що він здатний розчиняти карбонати різного складу.

Завдяки розчиненню вапнякової карбонатної породи відбувається збільшення дебіту видобувної свердловини. В продуктивних пластах, що представлений доломітом або доломітизованим вапняком, використання солянокислотного розчину є ефективним тільки за умови високої пластової температури. Зі зниженням пластової температури та збільшенням кількості проведених обробок ефективність солянокислотної дії зменшується через суттєву різницю в розчинності вапняків та доломітів.

В основу даної корисної моделі поставлено задачу створити високоефективний спосіб кислотної дії на продуктивний пласт, що представлений доломітом або доломітизованим вапняком залежно від пластової температури та черговості кислотного діяння, що відповідно забезпечує або максимальне розчинення доломіту при первинній дії на пласт, або сповільнений характер розчинення доломіту при повторних кислотних обробках.

Поставлена задача вирішується тим, що в способі солянокислотної дії на доломітові пласти використовується солянокислотний розчин за різних умов - при первинній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 15-25 96 солянокислотний розчин, нагрітий до температури 70-100 "С за допомогою магнієвого наконечника, при первинній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 "С, нагнітається 15-25 96 солянокислотний розчин при мінімальній витраті насосного агрегату, а при повторній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 5-15 ую солянокислотний розчин при максимальній витраті насосного агрегату, при повторній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 С, нагнітається 5-15595 солянокислотний розчин з додатком 0,1-1095 полімеру або поверхнево-активної речовини.

Суттєвими відмінностями запропонованого способу кислотної дії від відомого є: а) при первинній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 15- 2590 солянокислотний розчин, нагрітий до температури 70-100 С за допомогою магнієвого наконечника; б) при первинній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 "с, нагнітається 15-25 95 солянокислотний розчин при мінімальній витраті насосного агрегату; в) при повторній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 5-15 96 солянокислотний розчин при максимальній витраті насосного агрегату; г) при повторній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 "с, нагнітається 5-15 95 солянокислотний розчин з додатком 0,1-10 95 полімеру або поверхнево- активної речовини.

Використання запропонованого способу дозволяє забезпечувати або максимальне розчинення доломіту при первинній дії на пласт, або сповільнений характер розчинення доломіту при повторних кислотних обробках незалежно від пластової температури. На відміну від вапняків доломіти характеризуються значно меншою розчинністю в соляній кислоті (таблиця). Так, при температурі 20 "С різниця в розчинності вапняків та доломітів становить приблизно 10 разів. Підвищення температури до 80 С забезпечує зростання розчинності бо карбонатів в соляній кислоті, при цьому різниця в їх розчинності зменшується до З разів.

Таблиця

Розчинність (в г/м-хв) карбонатних порід в солянокислотному розчині кал келогного ретчину

Зазвичай при первинній кислотній дії на пласт розчинність породи повинна бути максимальною через необхідність очищення привибійної зони від привнесених забруднень та максимального створення нових порових каналів та каналів роз'їдання (червоточин). При повторній кислотній дії зона забруднення є вже практично ліквідованою, тому швидкість розчинення породи кислотою має бути низькою, що забезпечує збільшення глибини обробки при використанні кислотного розчину. Другим чинником, який необхідно враховувати при проектуванні кислотної дії на пласти з доломітизованою породою, є величина пластової температури.

Виходячи з попередніх умов, концентрація соляної кислоти в розчині при первинній кислотній дії повинна становити 15-25 95. За такого вмісту забезпечується більша швидкість розчинення доломітів, ніж при використанні 5-15 95 солянокислотних розчинів. Згідно з таблицею, максимальне розчинення доломітів при нагнітанні 15-25 95 солянокислотних розчинів забезпечується в пластах з температурою понад 80 "С. Завдяки прогріванню кислотного розчину до пластової температури відбувається максимальне розчинення важкорозчинних доломітів. Для забезпечення швидкого прогрівання кислотного розчину його нагнітання необхідно проводити при мінімальній витраті насосного агрегату (ЦА-320 або АСЕ-1020), тобто на першій передачі. Якщо ж значення пластової температури менше за 80 "С, то використання звичайного солянокислотного розчину буде не таким ефективним через зменшення розчинності доломіту. При цьому зі зниженням пластової температури ефективність використання солянокислотного розчину також буде зменшуватись. Для забезпечення ефективного розчинення доломітів солянокислотним розчином при низьких значеннях пластової температури його необхідно прогрівати у стовбурі свердловини за допомогою магнієвого наконечника. Нагнітання 15-25 95 солянокислотного розчину, нагрітого до температури 70- 100 С за допомогою реакції з магнієм, дозволяє суттєво підвищити швидкість розчинення доломітів соляною кислотою. З цією метою низ спеціальних насосно-компресорних труб (НКТ) обладнають контейнером, що містить магнієві стержні. Використання більш концентрованих розчинів НСІ для отримання нагрітого солянокислотного розчину є також оптимальним через

Зо часткову витрату соляної кислоти на взаємодію з магнієм.

При повторній кислотній дії на доломітизовані породи оптимальним є використання 5-15 95 солянокислотних розчинів через менші показники швидкості розчинення. В пластах з низькими показниками пластової температури нагнітання такого солянокислотного розчину буде достатнім для збільшення глибини оброблення продуктивного пласта. Для зниження процесу прогрівання кислотного розчину в пласті його нагнітання необхідно проводити при максимальній витраті насосного агрегату (ЦА-320 або АСЕ-1020). Конкретна передача насосного агрегату визначається приймальністю видобувної свердловини та тиском опресування експлуатаційної колони. Підвищення пластової температури до значення 80 "С і вище при повторній дії на пласт негативно впливає на ефективність використання солянокислотного розчину через збільшення швидкості розчинення доломітів. Для зменшення швидкості розчинення доломітів в таких умовах в склад солянокислотного розчину необхідно додавати сповільнювачі. Це можуть бути водорозчинні полімери або біополімери при концентрації 0,1-3 95 або поверхнево-активні речовини при концентрації 0,5-10 95. Присутність сповільнювачів в кислотному розчині забезпечує суттєве зниження швидкості розчинення доломітів та збільшення глибини оброблення продуктивного пласта в умовах високих значень пластової температури.

Приклад реалізації способу.

Приклад 1.

Нафтова свердловина Коханівського родовища характеризується продуктивним пластом, що складений доломітизованими вапняковими породами з пластовою температурою до 50 "С,а нафта містить значну кількість асфальтенів, смол та парафінів. Для первинної кислотної дії в такій свердловині необхідно використати б м нагрітого 2595 розчину соляної кислоти з необхідними додатками (стабілізатор, інгібітор кислотної корозії). З цією метою у свердловину опускають НКТ з наконечником, в якому знаходиться 150 кг магнієвих стержнів. Низ НКТ з наконечником встановлюють навпроти продуктивного пласта. Заповнюють свердловину рідиною глушіння до повного об'єму. Після цього при відкритому затрубному просторі нагнітають у НКТ 6 м3 2595 розчину соляної кислоти з необхідними додатками на першій передачі насосного агрегату. При наближенні кислотного розчину до наконечника затрубний простір закривають і при тиску, що не перевищує тиск опресування експлуатаційної колони нагнітають у пласт нагрітий за допомогою реакції з магнієм солянокислотний розчин. Останню порцію кислоти притискують у пласт рідиною глушіння. Завдяки проведенню запропонованої технології кислотної дії дебіт свердловини збільшився з 12 тонн нафти до 26 тонн нафти.

Приклад 2.

Та ж нафтова свердловина Коханівського родовища характеризується продуктивним пластом, що складений доломітизованими вапняковими породами з пластовою температурою до 50 "С. В ній вже була проведена кислотна обробка з позитивним результатом. Тому для повторної кислотної дії в такій свердловині необхідно використати 15 м3 15 95 розчину соляної кислоти з необхідними додатками (стабілізатор, інгібітор кислотної корозії). З цією метою у свердловину опускають тільки НКТ. Заповнюють свердловину рідиною глушіння до повного об'єму. Враховуючи приймальність свердловини та тиск опресування експлуатаційної колони нагнітання кислотного розчину при максимальній витраті можливе на третій передачі насосного агрегату. Після цього при відкритому затрубному просторі нагнітають у НКТ 15 м3 15 95 розчину соляної кислоти з необхідними додатками на третій передачі насосного агрегату. При наближенні кислотного розчину до низу НКТ затрубний простір закривають і при тиску, що не перевищує тиск опресування експлуатаційної колони нагнітають у пласт солянокислотний розчин. Останню порцію кислоти притискують у пласт рідиною глушіння. Завдяки проведенню запропонованої технології кислотної дії дебіт свердловини збільшився з 8 тонн нафти до 14 тонн нафти.

Приклад 3.

Нафтова свердловина Липоводолинського родовища характеризується теригенним продуктивним пластом, в якому цемент представлений доломітизованими вапняком при

Зо концентрації 9,5 о, та з пластовою температурою 95 "С. Для первинної кислотної дії в такій свердловині необхідно використати 12 м 1595 розчину соляної кислоти з необхідними додатками (стабілізатор, інгібітор кислотної корозії). З цією метою у свердловину опускають спеціальні НКТ. Низ НКТ встановлюють навпроти продуктивного пласта. Заповнюють свердловину рідиною глушіння до повного об'єму. Після цього при відкритому затрубному просторі нагнітають у НКТ 12 м3 2095 розчину соляної кислоти з необхідними додатками на першій передачі насосного агрегату. При наближенні кислотного розчину до низу НКТ затрубний простір закривають і при тиску, що не перевищує тиск опресування експлуатаційної колони, нагнітають у пласт солянокислотний розчин. Останню порцію кислоти притискують у пласт рідиною глушіння. Завдяки проведенню запропонованої технології кислотної дії дебіт свердловини збільшився з б тонн нафти до 15 тонн нафти.

Приклад 4.

Та ж нафтова свердловина Липоводолинського родовища характеризується теригенним продуктивним пластом, в якому цемент представлений доломітизованими вапняком при концентрації 9,5 95, та з пластовою температурою 95 "С. В ній вже була проведена кислотна обробка з позитивним результатом. Тому для повторної кислотної дії в такій свердловині необхідно використати 24 м 5595 розчину соляної кислоти з додатком 1095 савенолу (забезпечує зниження швидкості розчинення доломіту при температурі 95 "С в 4,5 разів). З цією метою у свердловину опускають спеціальні НКТ. Низ НКТ встановлюють навпроти продуктивного пласта. Заповнюють свердловину рідиною глушіння до повного об'єму. Після цього при відкритому затрубному просторі нагнітають у НКТ 24 м3 5 95 розчину соляної кислоти з додатком 10 95 савенолу на першій або другій передачі насосного агрегату. При наближенні кислотного розчину до низу НКТ затрубний простір закривають і при тиску, що не перевищує тиск опресування експлуатаційної колони нагнітають у пласт солянокислотний розчин. Останню порцію кислоти притискують у пласт рідиною глушіння. Завдяки проведенню запропонованої технології кислотної дії дебіт свердловини збільшився з З тонн нафти до 7 тонн нафти.

Використання запропонованого способу кислотної дії забезпечує зростання додаткового видобутку нафти і газу з нафтових пластів, що характеризуються присутністю доломітів або доломітизованих вапняків, які розчиняються в розчині соляної кислоти з пониженою швидкістю і за звичайних умов можуть спричиняти негативну ефективність від проведення кислотної дії. (510)

Claims (1)

1. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб солянокислотної дії на доломітові пласти та доломітизовані вапняки, що включає нагнітання солянокислотного розчину в продуктивний пласт, який відрізняється тим, що при первинній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 15-25 95 солянокислотний розчин, нагрітий до температури 70-100"С за допомогою магнієвого наконечника, при первинній дії на свердловини з пластовою температурою, вищою за 80 "с, нагнітається 15-25 до солянокислотний розчин при мінімальній витраті насосного агрегату, а при повторній дії на свердловини з пластовою температурою до 80 "С нагнітається 5-15 95 солянокислотний розчин при максимальній витраті насосного агрегату, при повторній дії на свердловини з пластовою температурою вищою за 80 "С нагнітається 5-15 96 солянокислотний розчин з додатком 0,1-10 95 полімеру або поверхнево-активної речовини.