Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих нефтяных скважин. Техническим результатом изобретений является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата обработки по глубине и толщине пласта. Это достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в скважину кислотного и газовыделяющего растворов, концентрацию газовыделяющего агента в газовыделяющем растворе выбирают с учетом полного насыщения закачиваемых растворов газом при пластовом давлении и температуре, а отношение забойного давления к пластовому в процессе закачки меньше 2. Кроме того, перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую углеводородную жидкость с добавкой 0,01-1% катионного ПАВ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих нефтяных скважин.

Известен способ пенокислотной и пеноглинокислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта [1] . При этом в скважину закачивают большие объемы многокомпонентного пенообразующего кислотного раствора на водной основе, включающего при пенокислотной обработке следующие компоненты - поверхностно-активное вещество (ПАВ) ОП-10, ингибитор кислоты, уксусную и соляную кислоты, а при пеноглинокислотной к указанным компонентам добавляется еще и фтороводородная кислота, а в ряде случаев помимо всего используют CaCl₂ и Ca(OH)₂. Газирование пенообразующего раствора производится на устье скважины с использованием воздушного компрессора. Недостатком способа является то, что при закачке пены в скважину ввиду ее вязкопластичных свойств значительно затрудняется ее вынос из призабойной зоны после обработки, что снижает эффективность способа. Кроме того, недостатком способа является большой расход дорогостоящих реагентов и необходимость дополнительного оборудования.

Наиболее близким к изобретению является способ обработки призабойной зоны, включающий последовательную закачку в скважину кислотного и газовыделяющего растворов [2] . При этом после поступления растворов в призабойную зону протекает экзотермическая химическая реакция газовыделения и образование пенокислоты. Недостатком прототипа является то, что ввиду вязкопластичных свойств пены закачка ее в призабойную зону и вынос после обработки затрудняется, а это снижает охват обработки по глубине и толщине пласта и эффективность способа. Кроме того, пенная система не обеспечивает необходимого замедления реакции кислоты с карбонатными или песчано-алевролитовыми породами, что также снижает охват обработки по глубине пласта. Недостатком способа является также большой расход газовыделяющих и пенообразующих реагентов, необходимых для получения пенокислоты. Помимо этого большое количество выделяющегося газа способствует коррозии внутрискважинного оборудования.

Таким образом, известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низким охватом обработки по глубине и толщине пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата обработки по глубине и толщине пласта.

Цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в скважину кислотного и газовыделяющего растворов, концентрацию газовыделяющего агента в газовыделяющем растворе выбирают с учетом полного насыщения закачиваемых растворов газом при пластовом давлении, а отношение забойного давления к пластовому в процессе закачки поддерживают меньше 2. Кроме того, перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую углеводородную жидкость с добавкой 0,01 - 1% катионного ПАВ.

При выборе концентрации газовыделяющего агента в газовыделяющем растворе такой, чтобы выделяющийся в результате экзотермической химической реакции газ полностью растворился в закачиваемых растворах при пластовом давлении, и поддержании отношения забойного давления к пластовому в процессе закачки меньше 2 полученный однофазный газожидкостной раствор находится в предпереходном фазовом состоянии, приобретая при этом вязкоупругие неравновесные свойства. При отношении забойного давления к пластовому, равном 2 и более, газ в жидкости будет находиться в растворенном состоянии и, следовательно, не будет однофазного раствора в переходном фазовом состоянии. Первоначальная закачка в призабойную зону углеводородной жидкости с добавкой катионного ПАВ способствует гидрофобизации порового пространства, замедлению реакции кислоты с породой, увеличению вязкоупругих неравновесных свойств фильтрующегося газожидкостного раствора в предпереходном фазовом состоянии. В результате газожидкостный раствор в предпереходном фазовом состоянии более равномерно поступает в высоко- и низкопроницаемые пропластки, увеличивается также его проникающая способность, тем самым увеличивается охват обработки по толщине и глубине пласта. Вместе с тем полученный однофазный газожидкостный раствор в предпереходном фазовом состоянии не снижает, а увеличивает приемистость обрабатываемой скважины, так как при фильтрации газожидкостных смесей в предпереходном фазовом состоянии наблюдается рост расхода жидкости при постоянном перепаде давления. Использование в предлагаемом способе однофазного газожидкостного раствора позволяет также значительно сократить расход газовыделяющего агента. Помимо этого выделяющееся в результате реакции кислотного и газовыделяющего растворов тепло (около 300 кДж/моль) значительно повышает качество обработки.

В качестве кислотного раствора в предлагаемом способе могут быть использованы водные растворы соляной (при обработке карбонатных коллекторов) или соляной и фтороводородной (при обработке песчано-алевролитовых коллекторов) кислот.

В качестве газовыделяющего раствора могут быть использованы водные растворы карбонатов или нитридов металлов, например карбоната натрия (кальцинированная сода) или нитрида натрия. При этом в результате реакции между соляной (или фтороводородной) кислотой и карбонатом натрия (или нитридом натрия) образуется углекислый газ (или азот), хлорид (фторид) натрия и вода.

В качестве катионного ПАВ в предлагаемом способе могут быть использованы следующие реагенты: катапин различных модификаций, марвелан различных модификаций и другие. Большим преимуществом указанных реагентов является то, что они в обычных пластовых условиях практически не образуют осадков. Кроме того, они являются хорошими ингибиторами коррозии.

В качестве углеводородной жидкости в способе может использоваться легкая нефть или углеводородный растворитель (при обработке скважин продуцирующих смолисто-асфальтенистую нефть).

Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились в цилиндрической колонке из оргстекла (длиной 0,5 м и диаметром 0,05 м) с карбонатной средой, имеющей щель (радиусом 0,003 м) в центре. В качестве карбонатной среды использовалась мраморная крошка фракционного состава 0,25 - 0,510^-3 м. Первоначально в карбонатную среду подавали легкую нефть с добавкой различных количеств катионного ПАВ (катапин-А). Далее в карбонатную среду подавали однофазный газожидкостный раствор, образованный в результате реакции 12%-ного водного раствора карбоната натрия и 20%-ного водного раствора соляной кислоты. Далее определяли скорость растворения карбонатной среды. Аналогичные эксперименты были проведены и для прототипа. Сравнение предлагаемого способа и прототипа производили на основе скорости растворения карбонатной породы. Результаты приведены в таблице, из которой видно, что при концентрации катионного ПАВ в легкой нефти 0,01 - 1% скорость растворения карбонатной породы при использовании предлагаемого способа в 1,2 - 2 раза ниже, чем для прототипа. При концентрации катионного ПАВ ниже 0,01% (опыт 1) скорость растворения по сравнению с прототипом не изменяется, а при увеличении концентрации выше 1% (опыт 5) увеличения эффекта не наблюдается. Таким образом, уменьшение скорости растворения карбонатной породы при использовании предлагаемого способа обеспечит увеличение охвата обработки по глубине и толщине пласта.

Для реализации способа в промысловых условиях используют оборудование, обычно применяемое для обработки призабойной зоны. Определяют необходимый объем и концентрацию закачиваемых растворов на основе пластового давления, температуры и емкостных характеристик коллектора. Перед проведением мероприятия на растворном узле или на устье скважины готовятся углеводородная жидкость с добавкой катионного ПАВ, кислотный и газовыделяющий растворы. Далее в скважину закачивают углеводородную жидкость с добавкой катионного ПАВ, доводят кислотный раствор до призабойной зоны и задавливают его в пласт газовыделяющим раствором. В результате смешения кислотного и газовыделяющего растворов образуется однофазный раствор в предпереходном фазовом состоянии. Образованный таким образом газожидкостный раствор проталкивается в пласт легкой нефтью или водой.

Пример. В нефтяной скважине с дебитом по нефти 50 м³/сут, обводненностью 10%, мощностью пласта 10 м, проницаемостью (60 - 400) 10^-12 м, пластовым давлением 5 МПа и пластовой температурой 40^oC следует провести обработку призабойной зоны по предлагаемому способу. Объем обрабатываемой зоны 15 м³. Концентрация соляной кислоты, необходимая для растворения карбонатов в пласте, 10%.

Для проведения мероприятия выбираем газовыделяющий раствор на основе карбоната натрия. Определяем необходимое количество карбоната натрия для растворения в 15 м³ воды, содержащей хлористый натрий (образующийся в результате реакции соляной кислоты и карбоната натрия), а также соляной кислоты для его нейтрализации.

Для полного насыщения 1 м³ воды, содержащей хлористый натрий, при температуре 40^oC и давлении 5 МПа потребуется около 13 нм³ диоксида углерода. Тогда для насыщения 15 м³ при заданных условиях потребуется 15х13=195 нм³. На основании стехиометрических расчетов определяем, что 1 т карбоната натрия при контакте с 0,7 т соляной кислоты порождает 210 нм³ двуокиси углерода.

Далее рассчитываем потребное количество карбоната натрия 195 : 210 = 0,9 т и соляной кислоты 0,9 х 0,7 = 0,6 т. Затем, принимая объемы водных растворов карбоната натрия и соляной кислоты равными (т.е. 7,5 м³ каждый) получим, что массовая концентрация карбоната натрия в водном растворе составит 12%, а концентрация соляной кислоты в водном растворе, необходимая для нейтрализации карбоната натрия, составит 8%. Общая концентрация соляной кислоты в водном растворе составит 10 + 8 = 18%. Таким образом, для получения однофазного газожидкостного раствора в скважину следует последовательно закачать 7,5 м³ 12%-ного водного раствора карбоната натрия и 7,5 м 18%-ного водного раствора соляной кислоты. Перед этим следует закачать в скважину 5 м³ углеводородной жидкости (в количестве 0,3 объема обрабатываемой зоны, т.к. именно такое количество углеводородной жидкости достаточно для охвата всей обрабатываемой площади без прорыва проталкивающей жидкости) с добавкой катионного ПАВ 0,01 - 1%(0,1 - 10 кг/т). При закачке растворов в пласт забойное давление поддерживается ниже 10 МПа.

Изобретение существенно отличается от существующих высоким охватом обработки по глубине и толщине пласта.

Эффект достигается за счет увеличения дебита нефти.

Источники информации 1. Амиян В.А., Амиян Л.В., Бекиш Е.Н. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра. 1987, с. 199-201.

2. Иванов В. А., Галлямов К.К. Пенообразующий состав комплексного действия. - Нефтяное хозяйство. 1995. N 4, с. 39.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, заключающийся в обработке пласта газожидкостным раствором путем последовательной закачки в пласт кислотного и газовыделяющего растворов, отличающийся тем, что концентрацию газовыделяющего агента в газовыделяющем растворе выбирают из условия полного насыщения газожидкостного раствора газом при пластовом давлении и температуре, а отношение забойного давления в процессе закачки к пластовому поддерживают менее двух, при этом перед закачкой кислотного раствора в скважину закачивают легкую углеводородную жидкость с добавкой 0,01-1% катионного поверхностно-активного вещества.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 16.06.2002

Номер и год публикации бюллетеня: 36-2003

Извещение опубликовано: 27.12.2003        

---