Способ кислотной обработки призабойной зоны

 

Способ может быть использован в нефтяной промышленности для кислотной обработки призабойной зоны. Предварительно определяют эффективность обработки лабораторными исследованиями на горной породе и нефти конкретного месторождения. Затем закачивают в скважину композицию кислоты с водопоглотителем, после чего закачивают композицию растворителя с гидрофобизатором. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойных зон (ПЗ) скважин.

Известны способы обработки призабойных зон скважин [1 4] композициями соляной кислоты со спиртовыми добавками с целью замедления растворения породы композицией. Способы недостаточно эффективны из-за невысокой степени восстановления проницаемости породы ПЗ скважины.

Наиболее близок к предлагаемому способ обработки призабойных зон скважин композицией кислоты с полиглицерином или полигликолем [5] Недостаток способа невысокая степень восстановления проницаемости породы.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности кислотной обработки призабойной зоны за счет увеличения степени восстановления проницаемости породы по нефти.

Поставленная задача решается тем, что после закачки в скважину композиции кислоты с водопоглотителем дополнительно закачивают композицию растворителя с гидрофобизатором, причем эффективность обработки предварительно подтверждают лабораторными исследованиями на горной породе и нефти конкретного месторождения.

В качестве водопоглотителей применяются соединения спиртового и ацетонового ряда (изопропиловый спирт, полиглицерины, полигликоли, ацетон и т.д.).

В качестве гидрофобизаторов могут применяться: собственно гидрофобизаторы, например ИВВ-1 (ТУ 6-01-1-407-89), ингибиторы коррозии на аминной основе (ИКАП-1, ИКАП-1К, ИКАП-2, ИКБ-4, АНП-2), катионактивные ПАВ (Катапин-К, Марвелан-К), уротропиновые основания (бактерицид ЛПЭ-11).

Авторами впервые предложена для обработки ПЗ скважин указанная последовательность операций, которая обеспечит высокую степень восстановления проницаемости породы. По мнению авторов, при закачке в пористую среду композиции растворителя с гидрофобизатором после воздействия кислоты с водопоглотителем достигается замещение гидрофильной жидкости порового пространства углеводородной с одновременной инверсией смачиваемости поверхности мелких и средних пор, в результате чего возрастает фазовая проницаемость по нефти. Эффективное восстановления проницаемости призабойных зон скважин обеспечит увеличение добычи нефти.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Лабораторные исследования эффективности последовательной обработки призабойной зоны композициями кислоты с водопоглотителем и растворителя с гидрофобизатором на горной породе и нефти конкретного месторождения, например путем оценки прироста проницаемости по нефти.

2. При получении подтверждения эффективности обработки по п.1: а) закачка в скважину композиции кислоты с водопоглотителем и выдержка для реакции; б) закачка в скважину композиции растворителя с гидрофобизатором и выдержка для реакции; в) запуск скважины в эксплуатацию.

Для доказательства эффективности способа проведены следующие исследования.

Пример 1. Единичные нефтенасыщенные цилиндрические образцы кернов с продуктивного пласта АС₁₁ Северо-Салымского месторождения длиной 5,0 - 5,5 см и содержанием связанной воды в пределах 36,3 38,0 мас. последовательно обрабатывались композициями: соляная кислота, соляная кислоты с водопоглотителем полиглицерином (прототип), соляная кислота с водопоглотителем с последующей обработкой нефтяным растворителем (Нефрас C 130/350) с гидрофобизатором аминопарафинами марки ИКАП-1.

Фильтрационные эксперименты выполнены на модернизированной установке УИПК в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-96 применительно к условиям пласта AC₁₁ Северо-Салымского месторождения (температура 80^oC, изовискозная модель нефти вязкостью 2,4 МПа·с). Эксперимент осуществлялся в следующей последовательности.

1. Определение проницаемости по нефти при связанной воде K¹_н 2. Вытеснение нефти водой, создание остаточной нефтенасыщенности.

3. Фильтрация композиции размером 0,5 У_пор.

4. Фильтрация нефти, определение проницаемости по нефти K²_н Результаты определения проницаемости по нефти для моделей Северо-Салымского месторождения до и после воздействия кислотными композициями приведены в табл. (опыты 1 4).

Как видно из таблицы (опыт 1), при воздействии соляной кислотой проницаемость по нефти снизилась от 6 мД до 4,6 мД и отношение K²_н/K¹_н равно 0,77, т. е. воздействие соляной кислоты в данных условиях приводит к отрицательному результату. При воздействии, согласно прототипу, композицией соляной кислоты и водопоглотителя (полиглицерин) проницаемость по нефти увеличилась с 8 мД до 11 мД, т.е. в 1,38 раза (опыт 2). Воздействие по предлагаемому способу (опыт 3) обеспечивает повышение проницаемости с 9 мД до 16 мД, т.е. в 1,78 раза. Воздействие спиртокислотой и нефрасом без гидрофобизатора (опыт 4) менее эффективно, чем по предлагаемому способу: К_п повышается с 7 мД до 12 Д, т.е. только в 1,70 раза.

Таким образом, предварительные лабораторные исследования эффективности способов кислотных обработок доказывают преимущество заявленного способа для условий пласта АС₁₁ Северо-Салымского нефтяного месторождения.

Пример 2.

Аналогично примеру 1 проводились эксперименты на кернах пласта БС_16-22 Средне-Балыкского месторождения (таблица, опыты 5 8). Как видно из таблицы, при воздействии по прототипу (опыт 5) К_п повышается в 1,4 раза, тогда как по предлагаемому способу при последовательном воздействии смесью соляной кислоты с полиглицерином и нефрасом с добавкой 2,5% гидрофобизатора ИКАП-1-К_п повышается в 2,5 раза (опыт 6). При тех же условиях последовательная обработка спиртокислотой с нефрасом без гидрофобизатора приводит к повышению К_п только в 1,75 раза (опыт 7). Таким образом, предлагаемая последовательность операций эффективнее, чем известные.

Необходимость предварительных лабораторных исследований по предлагаемому способу подтверждается тем, что одна и та же композиция в условиях разных месторождений может показать разные результаты, которые позволяют предпочтительно рекомендовать применение испытываемой композиции в условиях данного месторождения. Например, композицию соляной кислоты с полиглицерином с последующим воздействием нефрасом с гидрофобизатором ИКАП-1 предпочтительнее применять на Средне-Балыкском месторождении (таблица, опыты 3, 6).

В то же время в условиях одного месторождения проведение предварительных лабораторных исследований позволяет выявить наиболее эффективную композицию. Так, в условиях пласта БС_16-22 Средне-Балыкского месторождения наиболее предпочтительно применение композиции соляной кислоты с полигликолем и последующим воздействием нефрасом с азотсодержащим ингибитором коррозии Нефтехим-1, обеспечивающим прирост К_п в 3,5 раза против 2,5 раза в случае последовательной обработки соляной кислотой с полиглицерином и нефрасом с гидрофобизатором ИКАП-1 (таблица, опыты 6, 9).

Пример 3.

Описание промыслового осуществления способа.

При получении подтверждения эффективности предлагаемого способа лабораторными исследованиями ОПЗ добывающей или нагнетательной скважины осуществляют в следующей последовательности.

1. Подготовка скважины к закачке композиции (проверка состояния устьевой арматуры, при необходимости ремонт или замена задвижек, опрессовка, геофизические исследования согласно планов работ и т.д.).

2. Воздействие спирто-кислотной смесью.

В скважину через НКТ закачивают спирто-кислотную смесь в объеме 0,5 0,8 м³ на 1 м работающей мощности пласта.

Выдерживают для реакции в течение 24 часов.

3. Воздействие композицией нефраса с гидрофобизатором. В скважину закачивают композицию нефтяного растворителя с гидрофобизатором в объеме 0,8 -1, м³ на 1 м толщины продуктивного пласта. Выдерживают для реакции в течение 24 часов, после чего скважину запускают в работу.

Реализация кислотной обработки добывающей скважины N 938 Приразломного месторождения (пласт Б-4) НГДУ Правдинскнефть АО "Юганскнефтегаз" по прототипу спиртокислотным составом привела к приросту дебита по нефти на 0,33 т в сутки и за 4 месяца дополнительно добыто 41 т нефти. Реализация же предлагаемого способа на скважине N 3261 этого же месторождения, эксплуатирующего тот же продуктивный пласт, позволила получить прирост дебита 3,0 т в сутки и только за 1 месяц дополнительно добыто 84 т нефти.

Таким образом, предлагаемая последовательность операции при кислотной ОПЗ скважин эффективнее, чем по прототипу, и особенно полезна для применения в условиях низкопроницаемых карбонатных и терригенных глинизированных коллекторов.

Способ промышленно применим, так как используются доступные реагенты и оборудование.

Формула изобретения

Способ кислотной обработки призабойной зоны, включающий закачку в скважину композиции кислоты с водопоглотителем, отличающийся тем, что дополнительно в скважину закачивают композицию растворителя с гидрофобизатором, причем эффективность обработки определяют предварительно лабораторными исследованиями на горной породе и нефти конкретного месторождения.

РИСУНКИ

Рисунок 1