Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

 

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам (21) 5002280/03 (22) 08.07.91 (46) 15.12,93 Бюл. Мя 45-46 (75) Салимов М Х; Орлов ГА; Мусабиров М.Х (73) Татарский научно-исследовательский и про- ектный институт нефтяной промышленности (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (ю) RU (и) 2004783 С1 (51) 5 Е21В 43 22 Е21В43 27 (57) Способ включает закачку в пласт гидрофобной эмульсии и кислотного раствора соляной кислоты с плавиковой кислотой, при этом кислотный раствор в призабойной зоне скважин смешивают с оксихпоридом алюминия при стехиометрическом соотношении оксихлорида алюминия к плавиковой кислоте.

2004783

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из неоднородных по проницаемости терригенных (песчаноглинизированных) коллекторов.

Известен способ увеличения притока нефти из этих коллекторов в добывающие скважины, основанный на закачке в продуктивный пласт смеси соляной и плавиковой кислот, Существенные недостатки способа - малая глубина обработки, Химическому воздействию кислот подвергаются высокопроницаемые, как правило, обводненные интервалы пласта, а нефтенасыщенные, огносительно малопроницаемые интервалы остаются необработанными, кроме того, возможно выпадение в осадок нерастворимых солей, закупоривающих фильтрационные каналы.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ кислоткой обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гидрофобной эмульсии и растворов кислот. Способ обеспечивает направленность обработки кислотами нефтенасыщенных пропластков и относительное увеличение глубины проникновения кислотного раствора.

Однако при закачке кислот в нефтенасыщенные песчаноглинизировэнные интервалы пласта происходит быстрая их нейтрализация в поровом пространстве коллектора за счет высокой скорости реакции плавиковой кислоты с глинистыми минералами и песчаником, Плавиковая кислота с песчаником образует нерастворимое. гелеобразное соединение - фторкремневую кислоту, закупорива>ощую фильтрационные каналы. Кроме этого, эффективность способа снижается эа счет высокой конечной водонасыщенн ости призабойной зоны пласта, обработанной водными растворами кислот, поскольку s результате реакций в этой зоне пласта вместе с нерастворимыми соединениями образуются и водорастворимые соли и нефтепроницаемость в результате резко снижается.

Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойной зоны неоднородных по проницаемости песчэноглинизированных нефтяных пластов.

Цель достигается тем, что в предлагаемом способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, вкл>очающем закачку в пласт гидрофобной эмульсии и кислотного раствора, содержащего плэвиковую кисло10

55 ту, кислотный раствор в призабойной зоне скважины смешивают с оксихлоридом алюминия при стехиометрическом соотношении оксихлорида алюминия к плавиковой кислоте.

Сопоставительный анализ предлагаемого способа с известным показывает, что заявляемое техническое решение обладает новыми отличительными признаками, отсутствующими у известного способа. Эти отличительные признаки являются достаточными для того, чтобы признать предлагаемое техническое решение отвечающим критерию "новизна".

При сравнении заявляемого способа с другими техническими решениями, известными в данной области техники, выявлен способ и состав для растворения силикатов в пластах горных пород, Способ заключается в закачке в пласт кислотного состава, содержащего минеральну>о кислоту, фтористое соединение и растворимое в кислоте соединение ал>оминия. Фтористое соедийение реагирует с минеральной кислотой с образованием плавиковой кислоты. С целью увеличения глубины обработки пласта процесс образования плавиковой кислоты замедляют с помощью соединения алюминия.

Поэтому функция соединения алюминиязамедление реакции образования плавиковой кислоты в пласте. В новом способе оксихлорид алюминия выполняет совершенно другие функции, обеспечивающие способу отличительные особенности и новые технические свойства. Оксихлорид алюминия не способствует получению в пласте плавиковой кислоты, а наоборот, взаимодействует с ней с образованием качественно нового по свойствам растворяющего вещества, Оксихлорид алюминия с плавиковой кислотой выделяют большое количество тепла в зоне закачки, это усиливает эффективность обработки пласта, Оксихлорид алюминия подавляет вредные побочные реакции плавиковой кислоты с песчаником.

Осуществление предлагаемой технологической операции смешения на забое кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту, с оксихлоридом алюминия при стехиометрических соотношениях компонентов и закачки этой смеси в пласт дает новый технический эффект, Этот технический эффект проявляется в том, что образующееся новое действующее вещество в смеси (гексафторид алюминия) избирательно химически реагирует только с глинистыми частицами и глинизированными минерала-. ми, закупоривающими поровые каналы в матрице пласта (песчаном "скелете" коллекторэ), и растворяет их, очищая эти каналы.

2004783

В то же время это вещество инертно к песчанику, что позволяет не разрушать матрицу пласта и предотвращает образование вредных кремниевых соединений. Эффект усиливается за счет выделения тепла непосредственно в пласте, -это тепло в данном способе используется эффективно и рационально, в частности, увеличение температуры способствует интенсификации процесса растворения глины, в то же время прогрев пласта, расплавление загрязняющих пласт парафиносмолистых отложений с дальнейшим их растворением нагретой углеводородной жидкостью, которую рекомендуется закачивать вслед за кислотной смесью. Таким образом, тепло экзотермической реакции плавиковой кислоты с оксихлоридом алюминия практически полностью используется на полезную работу.

Таким образом, принципиальное отличие нового способа в том, что процесс обработки нефтяного пласта протекает избирательно по отношению к породообразующим минералам и веществам, все загрязняющие и закупоривающие фильтрационные каналы частицы и отложения удаляются, в том числе и водная пленка, обволакивающая стенки этих каналов, а песчаный "скелет" (матрица) пласт остается без изменений и не разрушается, обеспечивая устойчивую фильтрацию флюидов и механическую и роч ность коллектора.

Вышеизложенное позволяет утверждать, что отличительные признаки нового способа обработки нефтяного пласта обеспечивают этому способу соответствие критерию изобретения — "существенные отличия".

Механизм физико-химических процессов, происходящих при закачке основных технологических жидкостей в пласт по и редлагаемому способу, следующий.

Гидрофобная эмульсия по своим физическим свойствам (дисперсности) может проникать при закачке в пласт только в относительно высокопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Как правило, это обводненные проплэстки с проницаемостью более 0,1-0,15 мкм по которым в первую очередь прорывается к скважине пластовая или закачиваемая вода. Поэтому первая операция — закупорка этих интервалов пласта высоковязкой жидкостью с тем, чтобы исключить поступление в эти интервалы кислоты и в дальнейшем фильтрацию в скважину из этих интервалов воды. Для этой цели наиболее перспективной и эффективной жидкостью является, по нашему мнению, именно гидрофобная эмульсия, концентрацией и видом дисперсной фазы которой можно регулировать не только вяз5

55 кость, но и синтез в пласте гелеобразных осадков. образующих водонепроницаемые экраны. Последнее достигается за счет включения в дисперсную фазу гелеобразующих, при распаде эмульсии в пласте, компонентов (гипан и хлористый кальций, смола и инициатор реакции полимеризации и т.п, жидкости).

Поэтому гидрофобная эмульсия выполняет две основные функции: — обеспечивает ограничение водопритока в скважину;

- обеспечивает направленность дальнейшего химического воздействия на относительно малопроницаемые нефтенасыщенные интервалы пласта.

Далее одновременно по спущенным до забоя трубам качают водный раствор кислот, а по затрубному пространствуоксихлорид алюминия. На забое они встречаются (напротив продуктивного пласта). При контакте жидкостей начинается реакция между оксихлоридом алюминия и плавиковой кислотой-ионная реакций: 6F + А! - /AIFg/ . Реакция сопровождается выделением тепла (4,7 кДж/кг), за счет которой температура жидкостей достигает 70-75 С, В результате реакции образуется гексафторид алюминия, Нами экспериментально доказано, что это вещество энергично вступает в реакцию с глинизированными минералами и растворяет их, В то же время ионы Al замедляют

+з вредную реакцию плавиковой кислоты с песчаником, в результате которой могла бы образоваться в пласте гелеобразная фторкремневая кислота, необратимо закупоривающая фильтрационные каналы. Таким образом. продавка в пласт реагирующей смеси кислот с оксихлоридом алюминия сопровождается: — энергичным растворением глинизированного материала, закупоривающего каналы и поры нефтенасыщенных пропластков;

- выделением тепла и повышением температуры жидкостей, что способствует ускорению и улучшению растворения глинизированного. материала, а также удалению и растворению парафина-смолистых веществ из порового пространства;

- замедлением и подавлением вредных химических реакций кислот с песчаником.

Продавку смеси кислот с оксихлоридом алюминия лучше всего олуществлять углеводородом (товарная нефть, углеводородные растворители, осушители, углеводородные растворы ПАВ и т.п.). Это позволит промыть от воды, загрязнений и продуктов реакций обработанный кислотной смесью участок пласта, непосредственно примыка2004783 ющий к скважине. Температура усиливает эффективность очистки этого участка. Таким образом, нагретая углеводородная жидкость:

- очищает пласт от продуктов реакций;

- растворяет парафиносмолистые загрязнения;

- промывает и удаляет из него воду.

В результате происходящих физико-химических процессов, сопровождающих за- 1 качку химреагентов в пласт по предлагаемому способу, достигается эффективная обработка нефтенасыщенных интервалов пласта за счет растворения и удаления глиниэированных минералов и глинистых частиц, отмыва фильтрационных каналов от парафиносмолистых загрязнений и дегидрофилизации парового пространства призабойной зоны пласта.

Результаты лабораторных исследова- 2 ний показали, что оксихлорид алюминия обладает свойством вступать в химреакцию с плавиковой кислотой с образованием комплексного соединения гексафторида алюминия и выделением тепла, Оксихлорид 2 алюминия (химическая формула в общем виде - Al(OH)nCla-n, где n = 1,2,3) — отход нефтехимического производства, в частности нескольких заводов по производству синтетического спирта: Куйбышевского завода 3 синтезспирта (ТУ 38-307125-83), Уфимского завода синтезспирта (ТУ 38,3,0227-86). По внешнему виду - жидкость светло-желтого цвета с плотностью 1120 кг/м, Целевого з применения не находит, в малых количествах используется в качестве коагулянта.

Нами установлено, что оптимальным соотношением при смешении кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту, с оксихлоридом алюминия является стехиометрическое соотношение между реагирующими компонентами. Это обуславливается тем, что достигается наиболее рациональное использование этих реагентов - реакция протекает беэ остатка исходных компонентов, максимален выход основного продукта

- гексафторида алюминия, и максимален тепловой эффект.

В табл. 1 приведена зависимость количества тепла, выделяющегося при смешении оксихлорида алюминия с глинокислотой от соотношения компонентов, Избирательность растворения глины гексафторидом алюминия доказывают опыты, проведенные в лабораторных условиях.

В пробирки засыпали навески соответственно чистого кварцевого песка, чистого глинопорошка и смеси песка с глинопорошком. В пробирки заливали плавиковую кислоту, одновременно оксихлорид алюминия, и оставляли в покое на 1 ч. Затем, вылив жидкости из пробирок, навески сушили до постоянного веса, Изменение веса навески указывало на характер происходящих хим5 реакций, В табл,2 приведены данные изменения массы навесок минералов после контакта с кислотной смесью

Экспериментальное обоснование спо0 саба проведено на линейной модели пласта с искусственным керном, изготовленным из смеси навесок кварцевого песка и глинопорошка. Методика эксперимента заключалась в следующем:

15 - насыщение керна водой. затем нефтью; фиксирование первоначальной проницаемости;

- закачка в керн (длина модели 2,5 м, проницаемость меняли от 0,021 до 0,101

0 мкм ) смеси глинокислоты (10 НС1 + 5

HF) с оксихлоридом алюминия (19 -ный раствор в пересчете на А С1з). Фиксировали изменение температуры в керне;

- выдержка на реакцию в течение I ч;

5 - продавка жидкостей через керн углеводородом; — фиксирование изменения проницаемости керна;

- демонтаж керна, сушка, механическая

0 тряска, взвешивание песчаной и глинистой фракции, В табл.3 приведены основные результаты динамики основных параметров в опытах.

35 Способ опробован на добывающей скважине 1ч 10750 0>кной площади Ромашкинского месторо>кдения, Некоторые геолого-технические данные по скважине:

Диаметр эксплуатационной

40 колонны, мм 148

Тип насоса Н ГН 2-43

Глубина спуска насоса,м 1200

Искусственный забой, м 1815

Продуктивный горизонт Д1

45 Коллектор алевролиты (глинизированный песчаник)

И нтервал перфорации, м 1806-1810,0

Пластовое давление, атм 173

Дебит по жидкости, м /сут 2,7

50 Обводненность продукции,, 82

Динамический уровень, м 1050

Коэффициент продуктивности, т/сут. атм, 0,03.

Гидродинамические исследования по55 казали, что основным интервалом пласта, из которой поступает закачиваемая вода, является приподошвенный участок 1809,11810,0, Он характеризуется повышенной проницаемостью, отличной от проницаемости кровельной части пласта, соответствен10

2004783

** СХС вЂ” стехиометрическое соотношение но 0,213 и 0,038 мкм . Эта неоднородность пласта по проницаемости резко снижала эффективность проводимых до этого операций по обработке пласта углеводородными растворителями и глинокислотой. Негативным фактором является и то. что добываемая нефть - смолистопарафинистая, поэтому пласт склонен к сильному запарафиниванию, По результатам гидродинамических исследований установлено, что радиус кол ьматирован ной зоны вокруг скважины, создающей основное фильтрационное сопротивление, оценивается в 3,5-4 м.

Расчет показал, что для обработки 2,2 м толщины пласта на эту глубину как минимум необходимо около 20 и кислотного материала и 25 м углеводородной жидкости, в качестве последней было решено применить этилбензольную фракцию, хорошо растворяющую парафиносмолистые вещества, Изза большой глубины обработки было решено закачать жидкости двумя циклами.

Предварительно на стационарной установке было приготовлено 32 м гидрофобной эмульсии следующего состава: нефть 14 м, гипан - 9 м, хлористый кальций 9 м", эмульгатор ЭС-2 0,15 м .

По спущенным до забоя НКТ закачали в пласт 32 м гидрофобной эмульсии при давлении на агрегате в начале закачки 10 атм, в конце — 100 атм. Скважина была оставлена в покое на 12 ч (расчетное время разложения эмульсии в пласте с образованием soдонепроницаемого экрана). После этого в скважину двумя агрегатами закачали: по

НКТ кислотный раствор в обьеме 8 м (10;4

HCI + 10% H F), а по затрубью - оксихлорид алюминия в объеме 5 м (стехиометрическое з соотношение HF: А!С!з =- 1: 1, 1), Продавку жидкостей до забоя осуществляли этилбензольной фракцией, Смесь кислот с оксихло5 ридом закачали в пласти при давлении 90-60 атм (в начале продавки в пласт — 90, в конце — 60 атм). После продавки кислотной смеси в пласт скважинуоставили на реагиоование (2 ч), Затем продавили в пласт 1.2 м этилбен10 зольной фракции при давлении на агрегате

50-60 атм. После этого закачали в пласт вторую порцию смеси кислот с оксихлоридом алюминия в том же объеме, что и первая порция. Давление при закачке составило

15 100 атм в начале закачки, до 60 атм - в конце закачки смеси в пласт. Смесь продавили в пласт 20 м этилбензольной фракции, давление закачки - 60-80 атм, После выхода скважины на режим про20 ведены гидродинамические исследования, замерены дебиты и обводненность продукции. Данные приведены в табл.4, Использование предла-аемого способа обработки призабойной зоны нефтяного

25 пласта обеспечивает: — ограничение водопритока в скважину в 2 раза (за счет водонепроницаемого экрана);

- увеличение проницаемости нефтена30 сыщенного интервала пласта в 6-7 раз (за счет удаления всех загрязняющих веществ из парового пространства); — кратное увеличение производительности скважины по нефти, 35 (56) Авторское свидетельство СССР

N 898047, кл, Е 21 В 43/22, 1980.

Таблица 1

2004783

Таблица 2

Таблица 3

Изменение проницаемости керна по нефти, мкм

Изменение температуры при закачке жидкостей, С (первоначальная ке на+22 С

Изменение массы навесок песчаной и глинистой фракции керна, кг

Номер опыта пе воначальная конечная кислотной смеси углеводорода

Ккон.

morn.

mon ec.

mnec.

mrл.

8 опытах использовали в качестве углеводородных жидкостей:

* - бутилбензольную фракцию в смеси с дистиллятом (1:1).

** - ацетон

*** - раствор керосин + 0,5 ЭС-2.

**** — товарная нефть.

Таблица 4 кислоты с плавиковои, отличающиися тем, что кислотный раствор в призабойной зоне скважины смешивают с оксихлоридом алюминия при стехиометрическом соотноше10 нии оксихлорида алюминия к плавиковой кислоте.

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий закачку в пласт гидрофобной эмульсии и кислотного раствора соляной

1*

2**

3***

4****

0,021

0,072

0,049

0.101

0,149

0,469

0,302

0,542

2,700

2,780

2,750

2,630

0,280

0,200

0,250

0,200

2,692

2,789

2,762

2,642

0,012

0,021

0,04 1. нет

65-72

66-74

63 — 68

67-71

55-59

51 — 56

52 — 57

56-61