Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, преимущественно для карбонатных нефтяных пластов с целью повышения их продуктивности. Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти включает, вес.%: ингибированную соляную кислоту 24%-ной концентрации - 10,0-15,0, уксусную или плавиковую кислоту - 2,0-4,0, реагент для добычи нефти - РДН-0 - 1,0-2,0, органический растворитель - 15,0-20, воду – остальное. Техническим результатом является повышение продуктивности пласта за счет повышения эффективности используемого состава. 2 табл.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, преимущественно для карбонатных нефтяных пластов с целью повышения их продуктивности.

Известен состав [1] для обработки призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) скважины, включающий водные растворы соляной и плавиковой кислот и органический растворитель. При этом раствор соляной кислоты берут 10-12% концентрации, водный раствор плавиковой кислоты 1,5-5%-ной концентрации, а в качестве органического растворителя следующего состава, мас.%: бензол 0,5-1,0, толуол 1,0-1,5, алкилбензолы C₈ 20-25,0, алкилбензолы C₉ 35,0-40,0, алкилбензолы С₁₀ 1,0-5,5, алкилбензолы С₁₁ и выше 10,5-1,0, предельные углероды алканового ряда С₄-С₁₀ - остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный раствор соляной кислоты 10,0-18,0

Указанный раствор плавиковой кислоты 1,5-5,0

Указанный раствор соляной кислоты Остальное

Он содержит органический растворитель сложной концентрации, что приводит к удорожанию приготавливаемого для обработки призабойной зоны пласта скважины состава. Кроме того, небольшая концентрация используемых соляной и плавиковой кислот делает состав малоэффективным, особенно при обработке призабойной зоны карбонатосоставляющих пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен также состав [2] для кислотной обработки ПЗП, содержащий соляную кислоту, вспомогательную кислоту, органический растворитель и воду. При этом в качестве органического растворителя используют бутилцеллозольв, а в качестве вспомогательной кислоты используют уксусную или плавиковую кислоту, соляная кислота: вспомогательная кислота взята в соотношении (3,5-5,5):1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 6,5-13

Уксусная или плавиковая кислота 1,5-3,0

Бутилцеллозольв 3,0-15

Вода Остальное

Вышеприведенное техническое решение по своей технической сущности более близко к предлагаемому и может быть принято в качестве прототипа.

Общим недостатком как аналога, так и прототипа является недостаточная эффективность при обработке ПЗП с трудноизвлекаемыми запасами нефти, которая характеризуется повышенным содержанием смол и асфальтенов и большой вязкостью.

Технической задачей предлагаемого состава к защите охранным документом является повышение эффективности обработки ПЗП с трудноизвлекаемыми запасами нефти, преимущественно карбонатных пластов с использованием известных отечественных реагентов, входящих в состав.

Поставленная техническая задача решается описываемым составом для обработки ПЗП скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающим соляную кислоту, уксусную или плавиковую кислоту, органический растворитель и воду.

Новым является то, что он дополнительно содержит РДН - реагент для добычи нефти по ТУ-2458-001-2116606-97, а в качестве соляной кислоты использована ингибированная соляная кислота 24%-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Ингибированная соляная кислота 24%-ной

концентрации 10,0-15,0

Уксусная или плавиковая кислота 2,0-4,0

РДН-0 1,0-2,0

Органический растворитель 15,0-20

Вода Остальное

Новая совокупность приведенных существенных признаков заявляемого объекта позволяет получить новый более высокий технический результат, выражающийся в улучшении технологических свойств состава за счет его гомогенности и растворяющих свойств асфальтосмолопарафинистых отложений, а также карбонатную составляющую пласта. Позволяет производить более глубокую обработку пласта, исключает образование и осаждение твердой фазы - гипса. Экспериментально установлено, заявляемый состав эффективно растворяет карбонаты - известняк, кальцит, доломит, мел, содержащийся в породе, улучшая тем самым фильтрационные характеристики ПЗП. И при всем этом более глубокое проникновение в пласт предлагаемого состава выгодно отличает его от известных продолжительностью эффекта.

Входящую в состав соляную кислоту можно использовать по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92 или по ТУ 39-057765670-ОП-212-95, а также в качестве соляной и плавиковой кислоты - отход производства по ТУ 6-01-14-78-91 с изм. 1 и 2, представляющий собой ингибированную смесь упомянутых кислот. Уксусную кислоту используют по ГОСТ 61-75. Плавиковую кислоту используют по ГОСТ 2567-73. В качестве РДН - реагент для добычи нефти по ТУ 2458-001-21166006, используемый для повышения нефтеотдачи пластов.

В качестве органического растворителя можно использовать ацетон или простые эфиры гликолей, например этилцеллозольв, диоксан или бутилцеллозольв. Последний выпускается по ТУ 6-01-646-84 и предназначен для растворения смол, лаков и красок, для очистки металлов, как гидравлическая жидкость и органического синтеза. В составе соляная кислота выполняет роль основного реагента, взаимодействующего с породой пласта. Уксусная или плавиковая кислота в данном составе выполняет роль стабилизатора, предотвращающего выпадение вторичных осадков.

Оптимальное количество РДН-0 и органического растворителя в совокупности обеспечивают лучший отмыв АСПО с породы пласта, низкое межфазное натяжение на границе кислотный состав/нефть, обеспечивают высокую проникающую способность и более полный вынос продуктов реакции из пласта.

Оптимальная рецептура предлагаемого состава определялась на основании полного комплекса лабораторных исследований, результаты которых сведены в таблицу 1.

Таблица 1
№	Физико-химический показатель	Значение
1	Замедление скорости реакции в сравнении с 10% соляной кислотой, раз	1,7
2	Эмульгируемость с нефтями,% ост. эмульсии	0
3	Фактор интенсификации, раз	2,2
4	Коррозионная активность, г/м2ч	0,5
5	Межфазное натяжение КС на границе с нефтью, мН/см	Менее 0,4

Приготовление заявляемого состава в промысловых условиях осуществляют в кислотном агрегате Аз-30А. Компоненты состава к скважине доставляют в отдельных емкостях. В расчетное количество водного раствора 24% концентрации ингибированной соляной кислоты, загруженной в автоцистерну, добавляют расчетное количество уксусной или плавиковой кислоты, а затем РДН-0 и органического растворителя, например бутилцеллюзольва. При этом последовательность ввода компонентов в соляную кислоту может быть любая другая.

Затем компоненты состава перемешивают созданием циркуляции по схеме автоцистерна - кислотный агрегат в течение 10-15 минут. При этом при смешении компонентов состава новых химических соединений не образуется.

Объем приготовленного кислотного состава определяют, исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости, и коэффициента нефтенасыщенности пласта, по следующей формуле

где Q - объем приготавливаемой композиции, м³;

R - радиус обработки, м;

Н - мощность обрабатываемого пласта, м;

m - пористость, %;

К_н - коэффициент нефтенасыщенности пласта;

π=3,14

В зависимости от осложненности пласта АСПО расход кислотного состава для обработки ПЗП обычно составляет 1-2,5 м³/м обрабатываемого интервала.

Готовый к применению кислотный состав расчетного объема закачивают в скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с использованием насосного агрегата при открытой задвижке затрубного пространства. Далее кислотный состав продавливают товарной нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку до 24 часов. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле

где Q - объем продавочной жидкости, м³;

Q_к - объем колонны до текущего забоя, м³;

Q_НКТ - объем колонны НКТ, м.

По истечении указанного времени выдержки скважину осваивают, после чего ее сдают в эксплуатацию.

Конкретный пример использования состава.

Заявляемый кислотный состав использовался в промысловых условиях на нефтяном месторождении “Дачное” в добывающей скважине, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 940 м, температура пласта 25°С. Обрабатываемый интервал ПЗП – 3 м. При вводе скважины в эксплуатацию дебит составлял 12 тонн в сутки. После пятилетней эксплуатации скважины дебит снизился до 3 тонн в сутки.

Приготовленный состав по вышеотмеченной схеме содержал компоненты при следующем соотношении, вес.% (см. таблицу 2).

В обрабатываемый интервал ПЗП состав доставили с помощью кислотного насоса Аз - 30А при открытом затрубье 4,5 м³ и при закрытом затрубье продавили товарной нефтью. Скважину после выдержки во времени в 24 часа вводили в эксплуатацию. Дебит скважины с 3 тонн в сутки повысился и составил 15 т/сутки.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в повышении продуктивности пласта в зависимости от загрязненности ПЗП до 5 и более раз за счет повышения эффективности используемого состава.

Источники информации

1. Патент РФ №2199661, Е 21 В 43/27, БИ №6, 2003.

2. Патент РФ №2213216, Е 21 В 43/27, БИ №27, 2003 (прототип).

Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий соляную кислоту, уксусную или плавиковую кислоту, органический растворитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит РДН-0 - реагент для добычи нефти, а в качестве соляной кислоты содержит ингибированную соляную кислоту 24%-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Ингибированная соляная кислота 24%-ной концентрации 10,0-15,0

Уксусная или плавиковая кислота 2,0-4,0

РДН-0 1,0-2,0

Органический растворитель 15,0-20

Вода Остальное