UA72332C2 - Method for acid treatment of high-temperature wells - Google Patents

Description

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до технології кислотних обробок свердловин.

Відомий спосіб кислотної обробки свердловин, що включає послідовне нагнітання у свердловину суспензії на нафтовій основі, гідрофобної емульсії та 10-1595 розчину соляної кислоти (ас. СРСР Мо1104244,

Е218в43/27, 1984). Як суспензію на нафтовій основі використовують суміш крейди з гідрофобною емульсією або нафтою. Використання даного способу забезпечує блокування бисокопроникних прошарків від дії кислотного розчину. Низькопроникні прошарки за рахунок використання суспензії практично не поглинають нафтову емульсію, завдяки чому кислотний розчин діє виключно на цей інтервал, збільшуючи його проникність та видобуток пластових флюїдів.

Проте згаданий спосіб має ряд недоліків, які створюють труднощі для його використання у свердловинах з високою пластовою температурою (більше 80"С). По-перше, висока корозія підземного обладнання навіть при використанні інгібованої соляної кислоти може призвести до аварії. По-друге, висока температура пластів призводить до швидкої нейтралізації соляної кислоти, що не забезпечує глибокої обробки продуктивного пласта. По-третє, розчини, що використовуються у відомому способі, мають недостатні нафтовитисні властивості.

В основу винаходу покладено завдання створення способу кислотної обробки високотемпературних свердловин шляхом використання нових реагентів та зміни технологічних режимів, що дозволить забезпечити проведення ефективної кислотної обробки у свердловинах з пластовою температурою понад 8070.

Поставлене завдання вирішується тим, що у способі кислотної обробки послідовне свердловин, що включає послідовне нагнітання у свердловину вуглеводнів, суспензії на вуглеводневій основі та кислоти, згідно з винаходом обробку здійснюють шляхом послідовного нагнітання у пласт вуглеводнів та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі, при цьому як вуглеводні використовують вуглеводневий розчинник, наприклад, гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний тощо, а як суспензію кислоти на загущеній вуглеводневій основі - склад, що містить нітрилотриметилфосфонову кислоту або суміш: нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію, неіоногенну поверхнево-активну речовину та вуглеводневий розчинник при наступному співвідношенні компонентів, мас.9о : нітрилотриметилфосфонова кислота або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію 3-15 неіоногенна поверхнево-активна речовина 5-30 вуглеводневий розчинник решта.

Використання запропонованого способу дозволяє здійснювати кислотну обробку у свердловинах з пластовою температурою понад 80"С без ускладнень, що пов'язані з інтенсивною корозійною активністю кислотного розчину при високих температурах, збільшувати глибину обробки пласта активним розчином, покращити нафтовитисні властивості технологічного розчину, що в комплексі із розчиненням породи забезпечує збільшення проникності продуктивного пласта.

Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. Обробку пласта здійснюють шляхом послідовного нагнітання вуглеводнів та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі. 2. Як вуглеводні використовують вуглеводневий розчинник, наприклад, гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний та інше. 3. Як суспензій) кислоти на загущеній вуглеводневій основі використовують склад, що містить 3-1595 нітрилотриметилфосфонової кислоти або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію, 5-3095 неіоногенної поверхнево-активної речовини та вуглеводневий розчинник - решта до 10095.

Здійснення запропонованого способу у високотемпературних свердловинах досягається за рахунок використання суспензії нітрилотриметилфосфонової кислоти (НТФК) на загущеній вуглеводневій основі. Це пов'язано з наступним. По-перше, НТФК відноситься до класу органічних кислот і є слабою кислотою. У відповідності до цього швидкість розчинення породи або сталі вказаною кислотою є значно нижчою, ніж при використанні фосфорної кислоти (кислота середньої сили), і тим паче соляної кислоти, яка є сильною кислотою. За рахунок цього при високій температурі, яка спричиняє різке зростання швидкості реакції, використання НТФК забезпечує незначний вплив на підземне обладнання та сповільнену нейтралізацію кислотного розчину під час контакту з продуктивним пластом. По-друге, використання нітрилотриметилфосфонової кислоти у вигляді суспензії на вуглеводневій основі забезпечує додаткове сповільнення швидкості розчинення породи чи корозії сталі. НТФК є добре розчинною речовиною у воді, кислотах та лугах, але нерозчинною у органічних розчинниках. За рахунок цього НТФК буде проявляти свої кислотні властивості тільки під час контакту з водою (пластовою або зв'язаною, що завжди присутня на поверхні породи). Для недопущення передчасного змішування суспензії використовують буфер із вуглеводневого розчинника. По-третє, значна кількість неіоногенної поверхнево-активної речовини, що використовується для загущення вуглеводневого розчинника, при розчиненні кислоти у воді виконує, крім того, роль сповільнювача швидкості розчинення за рахунок утворення на поверхні породи адсорбційного шару.

Таким чином, низькі значення швидкості розчинення породи та корозії підземного обладнання при високій температурі забезпечуються "комбінуванням трьох методів сповільнення: швидкістю утворення кислоти при переході із суспензії у водний розчин, слабою силою самої кислоти та наявністю (ефективного сповільнювача швидкості розчинення.

Для ефективного розчинення породи вміст у суспензії нітрилотриметилфосфонової кислоти повинен складати 3-1595. При значному вмісті глинистих компонентів у складі продуктивного пласта як кислота може використовуватись суміш 8-12956 НТФК та 3-595 біфторид-фторид амонію (БФФА). Остання речовина є джерелом фтористоводневої кислоти, яка утворюється під час контакту БФФА та НТФК вже безпосередньо у пласті.

У більшості випадків вуглеводневий розчинник характеризується низькою в'язкістю (одиниці мПа"с), що спричиняє досить швидке осідання приготованої суспензії кислоти і погіршує умови її зберігання і транспортування. Для недопущення передчасного осідання суспензії вуглеводневий розчинник загущують неіїоногенною поверхнево-активною речовиною (НПАР) при концентрації 5-3096, що забезпечує збільшення його в'язкості в декілька разів в залежності від типу НПАР. Крім того, вуглеводневий розчин НПАР має здатність покращувати нафтовитисні властивості, що дозволяє збільшити винесення нафти із пласта та розчинити асфальтосмолопарафінисті відклади у привибійній зоні пласта, якщо такі є у наявності. Все це одночасно з кислотним впливом на породу забезпечує відновлення та збільшення проникності продуктивного пласта. Як вуглеводневий розчинник може бути використаний гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний тощо. Як НПАР може бути використано жиринокс, ріпокс, неонол, превоцел та інше.

Технологію застосування запропонованого способу реалізують наступним чином.

В залежності від мінералогічного складу продуктивного пласта визначають об'єм та склад суспензії кислоти. Визначений об'єм готують шляхом послідовного розчинення у вуглеводневому розчиннику необхідної кількості неіоногенної ПАР. Після цього у загущений розчинник добавляють необхідну кількість нітрилотриметилфосфонової кислоти або суміш НТФК з БФФА. Обробку виконують шляхом послідовного нагнітання у свердловину вуглеводневого розчинника та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі.

Останню порцію суспензії протискують у пласт нафтою або пластовою водою і витримують свердловину протягом 2-8 годин, після чого її освоюють.

Приклад здійснення способу.

Свердловина характеризується наступними геолого-промисловими умовами: інтервал перфорації - 4235- 4247 м, пластова температура 1102С, дебіт свердловини - 1,6 т/доб нафти та 0,4 м3/доб води. Продуктивний пласт представлений пісковиком, що містить 1,295 глинистого та 4,595 карбонатного цементу. Оскільки глинистих компонентів у породі небагато, використовуємо для обробки тільки саму нітрилотриметилфосфонову кислоту. При цьому використовуємо 6 т суспензії НТФК на вуглеводневій основі.

Для зазначених умов оптимальним буде наступний склад суспензії: 796 НТФК, 2095 жириноксу та гас освітлювальний (решта до 10095). Буфер вуглеводневого розчинника може бути використаний в кількості 2 т.

Безпосередньо перед обробкою готують необхідний об'єм суспензії шляхом розчинення у 4,38 т освітлювального гасу 1,2 т жириноксу. Після отримання однорідної суміші повільно добавляють до загущеного вуглеводневого розчинника 0,42 т НТФК. Після цього розпочинають обробку свердловини шляхом послідовного нагнітання у ліфт 2 т освітлювального гасу та 6 т суспензії НТФК на загущеному освітлювальному гасі. Останню порцію суспензії протискують у пласт нафтою. Свердловину витримують під тиском протягом 4 годин, після чого освоюють.

Claims (2)

1. Спосіб кислотної обробки високотемпературних свердловин, що включає послідовне нагнітання в свердловину вуглеводнів, суспензії на вуглеводневій основі та кислоти, який відрізняється тим, що обробку здійснюють шляхом послідовного нагнітання в свердловину вуглеводнів та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі, при цьому як вуглеводні використовують вуглеводневий розчинник, а як суспензію кислоти на загущеній вуглеводневій основі - склад, що містить нітрилотриметилфосфонову кислоту або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти і біфторид-фториду амонію, неіоногенну поверхнево-активну речовину та вуглеводневий розчинник при такому співвідношенні компонентів, мас. 90: нітрилотриметилфосфонова кислота або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти і біфторид-фториду амонію 3-15 неіоногенна поверхнево-активна речовина 5-30 вуглеводневий розчинник решта.

2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як вуглеводневий розчинник використовують гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний.

З. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як неіоногенну поверхнево-активну речовину використовують жиринокс, ріпокс, неонол, превоцел.