Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины включает закачку в пласт в количестве 4-10 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4в» 1,0-4,0; углеводородную жидкость 5,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 3,0-80,0; воду минерализованную до 100, закачку в пласт в количестве 1,8-2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта нефтекислотной эмульсии, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4н» 3,0-8,0; углеводородную жидкость 10,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 4,0-10,0; 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты до 100, для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть реализовано при кислотном воздействии с целью увеличения продуктивности нефтедобывающих скважин с неоднородными по проницаемости карбонатными и терригенными коллекторами. Способ предназначен для восстановления и улучшения коллекторских свойств продуктивной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

В ходе эксплуатации газовых и нефтяных скважин их призабойная зона забивается различного рода загрязнителями. Для устранения этого явления и восстановления продуктивности скважин используют различные способы воздействия на пласт: физико-химические, тепловые, гидродинамические, микробиологические, газовые и их различные комбинации. Самое большое распространение среди них применительно к призабойной зоне с карбонатным и терригенным коллекторами находит солянокислотная обработка. Недостатками данного метода является малая глубина обработки, обусловленная высокой скоростью взаимодействия породы с кислотным раствором и невозможность удаления асфальтопарафиновых отложений из призабойной зоны пласта. Для увеличения проникающей способности кислоты в призабойную зону в кислоту вводят гидрофобизаторы, поверхностно-активные вещества. Соляную кислоту переводят в состояние обратной эмульсии. В этих случаях в связи с выделением по мере медленного разложения обратной кислотной эмульсии кислоты замедляется скорость реакции с породой коллектора, и кислота успевает прокачаться более глубоко по радиусу призабойной зоны скважины. Применяемые в обратных эмульсиях нефтяные эмульгаторы с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора при движении по фильтрационным каналам как в состоянии эмульсии, так и после ее разложения позволяют также гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением фазовой проницаемости по нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты и водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть [Патент РФ №2255215, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2005]. Недостатком приведенного метода являются:

- долгая технологическая живучесть закачанной эмульсии, обусловленная резким увеличением ее стабильности в условиях пористости продуктивного пласта с его возможной кольматацией при условии присутствия ионов железа, что снижает фильтрационные свойства коллектора и существенно препятствует плановому выводу скважины в рабочий режим;

- закачка части раствора соляной кислоты в чистом виде, что вследствие быстрой реакции кислоты с породой не приводит к увеличению радиуса обработки призабойной зоны;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь, со временем расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины, что способствует повышению обводненности добываемой нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, предусматривающий закачку в скважину при максимально допустимом давлении и расходе обратной нефтекислотной эмульсии с предварительным разобщением продуктивного пласта пакером, с последующим проведением технологической выдержки 20-30 часов, по окончании которой стравливается давление, срывается в межтрубном пространстве разобщающий пакер и производится свабирование до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. В качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об. %: дисперсионная среда - растворитель парафинов нефтяной дистиллят 40-42; эмульгатор «Ялан-Э-1» - 5-8; 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты - 50-55 [Патент РФ №2304710, МПК E21B 43/27, опубл. 20.08.2007]. Недостатками метода являются:

- долгая технологическая живучесть закачанной эмульсии, обусловленная резким увеличением ее стабильности в условиях пористости продуктивного пласта с его возможней кольматацией при условии присутствия ионов железа, что снижает фильтрационные свойства коллектора и препятствует плановому выводу скважины в рабочий режим;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь и реагируя с породой коллектора, со временем расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины;

- при сбросе давления в зоне обработки пласта часть не успевшей разложиться эмульсии может выбросить обратным ходом в межтрубное пространство и выводиться из скважины, что приводит к неэффективному использованию реагентов.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ воздействия на призабойную зону пласта эмульсией обратного типа, содержащей следующие компоненты, мас. %: дисперсионная среда - углеводородная жидкость - 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины - 0,02-0,08, дисперсная фаза синтетическая ингибированная 10-18%-ная соляная кислота - остальное. При этом обратная эмульсия при температурах от 30 до 110°C имеет регулируемый период стабильности в течение от 0,5 до 5,0 часов, используется для ограничения водопритоков в скважину, воздействия на низкопроницаемые зоны пласта. Используется с поинтервальной обработкой пласта. Для разложения при технологической необходимости предусматривается нагрев эмульсии на 20°C выше температуры пласта [Патент РФ №2494244, МПК E21B 43/27, опубл. 27.09.2013]. Недостатками метода являются:

- техническая трудность разогрева на 20°C выше пластовой температуры пласта, который гидрофобизирован высокостабильной в пористой структуре пласта обратной эмульсией;

- кислотная эмульсия наряду с продуктивной зоной закачивается также в зоны повышенной фильтрации воды, где, разлагаясь со временем и реагируя с породой коллектора, расширяет каналы поступления воды в призабойную зону скважины.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет:

- сокращения сроков проведения обработки и вывода скважины в технологический режим;

- обеспечения наряду с интенсификацией нефтедобычи снижения водопритока в скважину;

- повышения степени воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта (ПЗП);

- предотвращения вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки;

- исключения потерь реагентов и применения более технологичного способа кислотной обработки скважины.

Технический результат при использовании изобретения - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины осуществляется следующим образом. В подготовленную к обработке призабойной зоны скважину с очищенными от окалины, окислов железа, песка и прочих загрязнений трубами и призабойной зоной при открытой задвижке в межтрубное пространство через насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивают приготовленные для предварительного глушения и гидроизоляции дренируемых пропластков порции бескислотной обратной эмульсии на основе кислотостойкого нефтяного эмульгатора «Девон-4в». Обратную эмульсию продавливают в кольцевое пространство до кровли продуктивного пласта. Задвижка закрывается. Закачку остальной части обратной эмульсии ведут до начала повышения давления или израсходования рассчитанного объема эмульсии. Часть обратной эмульсии, проникшая в нефтенасыщенные пропластки, разрушается под воздействием внешнего растворителя-нефти, дренированные участки пласта заполняются им и гидрофобизируются. При технологической необходимости продуктивный и надпродуктивный интервалы скважины могут быть разобщены пакером. Необходимое количество бескислотной обратной эмульсии составляет от 4-х до 10 м³ в зависимости от интенсивности водопоглощения. Для глушения скважины используют бескислотную эмульсию обратного типа при следующем соотношении компонентов, об. %:

эмульгатор нефтяной «Девон-4в»	1,0-4,0
нефть, или дизтопливо, или керосин	5,0-20
насыщенный водный раствор CaCl2	3,0-80,0
вода минерализованная	до 100

Отдельно готовят обратную кислотную эмульсию следующего состава, об. %:

эмульгатор нефтяной «Девон-4н»	3-8
нефть, или дизтопливо, или керосин	10-20
насыщенный водный раствор СаСl2	4-10
12-15%-ный водный раствор HCl	до 100

Перемешивание компонентов готовящихся эмульсий производится циркуляцией емкость - насос - емкость. Наличие струйного или быстроходного n=300÷800 об/мин перемешивающего устройства существенно сокращает время эмульгирования и улучшает структуру эмульсии. В зависимости от требуемой по технологическим соображениям вязкости эмульсии в каждом конкретном случае подбирают соотношения компонентов и режим перемешивания.

Необходимое для обработки количество обратной кислотной эмульсии определяется по геологическим данным пласта из расчета 1,8÷2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта или по результатам геометрического расчета при заданном радиусе обработки и высоте продуктивной зоны с учетом его пористости.

Кислотную эмульсию закачивают с максимально возможным давлением, регламентируемым техническим состоянием скважины, но ниже давления гидроразрыва пласта. Проводят однократную или порционную (2-3 оторочки) закачку эмульсии, чередующуюся с подачей порций промежуточного 5,0-20,0%-ного водного раствора моющего состава «Девон-5». Количество моющего раствора составляет 10-20% от объема предыдущей оторочки обратной кислотной эмульсии, она в течение 1-3 часов разлагает эмульсию и отмывает пласт от продуктов реакции. Закачки порций обратной кислотной эмульсии и моющего состава должны производиться последовательно и безостановочно, чтобы кислотная эмульсия не успела разложиться, не достигая расчетной глубины радиуса призабойной зоны.

По окончании закачек остатки реагентов из труб продавливают также под давлением. В качестве продавочной жидкости используют нефть товарную или 2,0-5,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в объеме 5-10 м³ на 1 метр перфорированной мощности пласта. Продавленная в продуктивный пласт обратная кислотная эмульсия разлагается от соприкосновения и взаимной диффузии с моющим составом «Девон-5» или от растворения в нефти, или от истечения технологического времени жизнестойкости. Освободившаяся кислота реагирует с породой, продукты реакции в течение времени реагирования 10-16 часов размываются продавочной жидкостью и вымываются из пласта при освоении скважины. Поверхностно-активные свойства «Девон-4» и «Девон-5» способствуют отмывке пласта от продуктов реакции и гидрофобизируют породу. По окончании работ скважина промывается, глушится, монтируется скважинное оборудование, осваивается и запускается в работу.

Для реализации способа используются следующие продукты:

- эмульгатор нефтяной в модификациях «Девон-4в» и «Девон-4н» по ТУ 2458-009-01699574-2010, производимый ООО НПП «Икар», г. Благовещенск, Республика Башкортостан;

- моющий состав «Девон-5» по ТУ 2458-010-01699574-2010, производимый ООО НПП «Икар», г. Благовещенск, Республика Башкортостан;

- кислота соляная по ГОСТ 857-95;

- углеводородный растворитель - нефть сырая дегазованная без деэмульгатора, дизельное топливо по ГОСТ 305-82, керосин технический по ГОСТ 18499-73 или другой нефтепродукт с интервалом кипения с 40°C до 380°C

- кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.

Эксперименты по изучению заявляемого и известного способов проводились на вертикальной с прозрачной стенкой цилиндрической модели, заполненной в качестве керна смесью кварцевого песка и мраморной крошки с размером частиц 0,3-1,2 мм. Весовое соотношение кварцевый песок: мраморная крошка 2:1. Высота керна 400 мм, диаметр 60 мм, пористость 23%, замеренный поровый объем 90 мл. Для насыщения керна в качестве углеводорода для визуальной наглядности использовалась стойкая эмульсия состава дизельное топливо: вода = 30:70 об. %, приготовленная без применения эмульгатора при помощи скоростного миксера. Для кислотной обработки керна применялась обратная кислотная эмульсия состава, об. %:

- дизельное топливо - 20%;

- эмульгатор нефтяной «Девон-4н» - 4%;

- насыщенный водный раствор CaCl₂ - 4%;

- 15%-ный раствор ингибированной синтетической соляной кислоты - до 100%.

Замеренная стойкость при 25°C полученной обратной эмульсии, налитой в стеклянный стакан, составляет 6 часов до начала расслоения с выделением органической и неорганической фазы.

Работы проводились в следующей последовательности.

1. Через нижнюю часть модели при перепаде давления 1600 мм до полного насыщения керна подавалось 2 поровых объема приготовленной эмульсии вода - дизельное топливо, а выделившийся в верхней части модели ее избыток был удален. Потом через 5 часов времени стабилизации эмульсии в объеме керна определялась объемная скорость протока через керн 100 мл воды, минерализованной до 20 г/литр. Полученная объемная скорость использовалась как сравнительная для определения 100% полноты разблокировки керна от гидрофобной кислотной эмульсии в последующих опытах.

2. В насыщенный эмульсией вода-дизтопливо керн снизу подавалось 1,5 поровых объема приготовленной обратной кислотной эмульсии, которая вытеснила содержимое керна и заблокировала его проницаемость. Кислотная эмульсия постепенно разлагалась. Выделяющаяся соляная кислота взаимодействовала с мраморной крошкой керна, освобождающийся углеводородный растворитель обратной эмульсии вымывался минерализованной водой, периодически подававшейся в низ керна. Время достижения массовой скорости прохода минерализованной воды через керн по мере разблокировки проницаемости до показателя, определенного по п. 1, определяла степень разложения эмульсии и срабатывания кислоты. Подача воды производилась порционно по 100 мл с замером времени через определенные промежутки при перепаде давления 1600 мм, результаты заносились в таблицу 1. Полнота разложения эмульсии и срабатывания кислоты дополнительно подтверждалась замером количества освободившейся углеводородной фазы эмульсии - дизельного топлива, вымытого водой из керна.

3. Через низ керна, насыщенного эмульсией вода минерализованная - дизельное топливо, подается 1,5 поровых объема обратной кислотной эмульсии. С целью быстрого принудительного разложения эмульсия продавливается порцией 20%-ного моющего состава «Девон-5» в количестве 20% от количества поданной кислотной эмульсии. Дается технологическая выдержка 5 часов на взаимодействие кислоты и мраморной крошки. Также для определения степени разблокировки керна, полноты разложения кислотной эмульсии и срабатывания выделившейся кислоты определяется массовая скорость прохождения 100 мл минерализованной воды через керн, результаты заносятся в таблицу 1 «Разложение обратной кислотной эмульсии в пористой среде».

4. Испытания по п. 3 проводятся с подачей обратной кислотной эмульсии и разлагающего ее раствора моющего состава порционно в 2 приема по 0,75 поровых объема эмульсии с продавкой раствором моющего состава каждый раз.

5. Испытания по п. 2 проводятся при 50°C (повышенной на 25°C) температуре, как принято в прототипе. Модель с керном при этом находятся в водяной бане. Результаты испытаний приведены в таблице 1.

Для демонстрации эффективности применения кислотной эмульсии совместно с раствором моющего состава по сравнению с применением простого кислотного раствора или кислотной эмульсии при повышенной температуре проведены следующие эксперименты.

1. В стакан с 15%-ным раствором синтетической соляной кислоты засыпалась мраморная крошка, и визуально определялось время его полного разложения. Соотношение реагентов в молях HCl:мраморная крошка (СаСO₃)=1:0,6.

2. В стакан с кислотной эмульсией из 15%-ного раствора синтетической соляной кислоты и эмульгатора «Девон-4н» засыпалась мраморная крошка и определялось время его полного разложения. Соотношение реагентов в молях HCl: мраморная крошка (CaCO₃)=1:0,6.

3. То же по п. 2 при повышении температуры на 25°C.

4. То же по п. 2 с добавлением 20%-ного водного раствора моющего состава в количестве 20% к объему эмульсии. Результаты испытаний приведены в таблице 2 «Разложение нефтекислотной эмульсии в состоянии свободного налива»

Все приведенные в таблицах 1 и 2 результаты являются усредненными показателями трех измерений.

Анализ данных таблицы 1:

- обратная кислотная эмульсия в условиях пористого пласта разлагается и срабатывает в течение 20 суток и более, что существенно задерживает вывод скважины в режим;

- принудительное разложение обратной кислотной эмульсии происходит практически в течение рабочей смены, что существенно сокращает вывод скважины в режим после глубокопроникающей кислотной обработки, также одновременно производится промывка ее призабойной зоны;

- разложение обратной кислотной эмульсии под разогревом может сократить время разложения до 3-х суток, однако техническое осуществление прогрева призабойной зоны скважин в практических глубинах от 800 до 3500 метров и более достаточно сложно и трудоемко.

Анализ данных таблицы 2:

- чистая кислота срабатывает слишком быстро, что на практике приведет к ее взаимодействию только с поверхностным слоем породы призабойной зоны, кислота не успевает прокачаться в пласт;

- принудительное разложение обратной эмульсии раствором моющего состава существенно снижает время срабатывания кислоты с породой призабойной зоны, что на практике даст возможность предварительной доставки кислотной эмульсии на расчетную глубину пласта по радиусу ствола и высоте продуктивной зоны скважины, произвести там ее принудительное разложение и быстрое срабатывание с породой;

- существенное снижение времени разложения эмульсии при увеличении температуры проявляется только в условиях эмульсии в стакане, вне пористой среды породы пласта.

Сравнительный анализ таблицы 1 и таблицы 2 с описанием процесса разложения обратной эмульсии и взаимодействия освобождающейся соляной кислоты с мрамором показывает, что в условиях пористой породы существенно возрастает стойкость кислотной эмульсии, что требует для оптимизации технологий глубокопроникающей кислотной обработки призабойной зоны ее принудительного разложения.

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа, содержащей дизельное топливо или нефть в качестве углеводородной жидкости, азотсодержащее производное жирных кислот в качестве эмульгатора и водный раствор ингибированной соляной кислоты, принудительное разложение нефтекислотной эмульсии, отличающийся тем, что предварительно производят закачку в количестве 4-10 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей следующее соотношение компонентов, об. %:

нефтяной эмульгатор «Девон-4в»	1,0-4,0
углеводородная жидкость	5,0-20,0
насыщенный водный раствор хлористого кальция	3,0-80,0
вода минерализованная	до 100,

в качестве нефтекислотной эмульсии закачивают в количестве 1,8-2,5 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта эмульсию, содержащую дополнительно насыщенный раствор хлористого кальция, а в качестве эмульгирующего поверхностно-активного вещества нефтяной эмульгатор «Девон-4н» при следующем соотношении компонентов, об. %:

нефтяной эмульгатор «Девон-4н»	3,0-8,0
углеводородная жидкость	10,0-20,0
насыщенный водный раствор хлористого кальция	4,0-10,0
12-15%-ный водный раствор соляной кислоты	до 100,

а для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза.