способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА путем последовательной закачки в пласт буферной жидкости на углеводородной основе и ингибированный водный раствор соляной кислоты или глинокислоты, отличающийся тем, что дополнительно после закачки в пласт ингибированного водного раствора соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртсодержащим продуктом в соотношении от 1 1 до 1 2 закачивают вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин газовый стабильный, представляющий смесь предельных углеводородов C_3+выше при этом в качестве буферной жидкости на углеводородной основе используют бензин газовый стабильный и спирт изопропиловый в соотношении (1 3) 1 соответственно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки неоднородных пластов.

Известен способ обработки призабойной зоны, включающий закачку кислоты с углеводородной жидкостью (1).

Этот способ предусматривает снижение приемистости высокопроницаемых интервалов неоднородного пласта за счет высоковязкой нефтекислотной эмульсии и увеличение охвата толщины продуктивного пласта. Однако, если уж в высокопроницаемые интервалы нефтекислотный состав поступает с трудом, тем более мало вероятно, что он проникнет в малопроницаемые интервалы продуктивных пластов. Поэтому эффективность кислотной обработки в большей степени обеспечивается за счет нейтрализации чистого раствора кислоты и снижения скорости ее реагирования с породой, а значит более глубокой обработки высокопроницаемых интервалов. Но для обеспечения более глубокой обработки в процессе закачки в пласт нефтекислотых композиций необходимо, чтобы они были стабильными при высоких температурах, для чего приходится использовать высокосмолистые нефти или термостойкие эмульгаторы. Последнее ввиду наличия воды в кислотном растворе одновременно с наличием воды в пласте может создать предпосылки к образованию и водонефтяной эмульсии с прочными адсорбционными пленками на границах раздела фаз, что является существенным препятствием для очистки призабойной зоны от продуктов реакции при освоении скважины после кислотной обработки. Таким образом заложенные в известном способе противоречия на практике будут приводить к неоднозначным результатам в зависимости от того, в какой степени сыграет тот или иной фактор.

Известен также способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в пласт жидкости на углеводородной основе, затем ингибированные соляную кислоту или глинокислоту (2).

Недостатком этого способа является то, что, закачивая углеводородную жидкость и кислоту, в состав которой входит вода, в продуктивном пласте во время реагирования также могут образовываться эмульсии, а свободная вода кислотного раствора будет способствовать набуханию глин. Эти процессы вместе приведут к существенному снижению пористости и проницаемости коллектора. Из-за низкой вязкости ингибированной кислоты, наряду с высокими значениями поверхностного натяжения на границах фаз кислотного раствора с углеводородной жидкостью, кислота будет плохо проникать в малопроницаемые участки и, наоборот, легко продвигаться и поглощаться в высокопроницаемую часть неоднородного пласта. Кроме того способ не предусматривает удаления высокосмолистопарафиновых отложений (АСПО).

Цель изобретения повышение вероятности проникновения кислотного раствора в низкопроницаемые участки и более полного удаления отработанного раствора из пласта, а также очистка призабойной зоны от асфальтосмолистопарафиновых отложений.

Это достигается тем, что дополнительно после закачки в пласт ингибированного водного раствора соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртсодержащим продуктом в соотношении от 1:1 до 1:2 закачивают вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин газовый стабильный (БГС), представляющий смесь предельных углеводородов С_3+выше, при этом в качестве буферной жидкости на углеводородной основе используют бензил газовый стабильный и спирт изопропиловый (СИП) в соотношении (1-3):1.

То обстоятельство, что в качестве первой буферной жидкости необходимо закачивать смесь фракций углеводородов (СФУ) и спирт изопропиловый именно в соотношении (1-3):1, даже для специалистов явным образом не следует из уровня техники без проведения дополнительных исследований на проверку степени осушки глинистого образца (табл.4) и замеров межфазного натяжения на границе этой буферной жидкости с пластовой водой (табл.3). Только после проведения этих экспериментов установлено, что состав СИП + БГС в соотношении даже 1:3 практически на равных с товарным СИП осушает увлажненные глинистые образцы, что имеет очень важное значение в плане практического применения, поскольку позволяет существенно сэкономить дефицитный СИП. А учитывая, что СФУ является отходом и дешевле, чем СИП, дополнительно снизить и затраты на проведение технологического процесса. К тому же буферная жидкость при соотношении СФУ: СИП, равном 3:1, еще достаточно эффективно снижает межфазное натяжение на границе с пластовой водой (до 5 мН/м).

Что касается спиртокислотных композиций, то также только после проведения большого объема работ по исследованию растворимости песчаного и глинистого кернов выявлены их преимущества (новые свойства) по сравнению с кислотными растворами, в частности, по снижению скорости реагирования с песчаным керном полимиктовых пород, примерно на 5-35% (значит будет проведена более глубокая обработка пласта), а также у спиртокислотных составов значительно меньше межфазное натяжение на границе с керосином, чем обычных кислотных растворов (значит состав поступит и в малопроницаемые участки неоднородного пласта).

Закачка второй порции буферной жидкости, именно БГС, преследует цель не только разделить спиртокислотный состав от продавочной жидкости, но дополнительно очистить призабойную зону от асфальтосмолистых отложений в процессе реагирования кислоты с породой. Из табл.2 видно, что по растворимости АСПО БГС не уступает ни ГФ, ни ЭБФ, а если учесть, что БГС более доступен для Ноябрьского региона Западной Сибири и без учета транспортных расходов дешевле по сравнению с ГФ в 2 раза, а по сравнению с ЭБФ в 7 раз, то с точки зрения практического применения имеется существенная экономия.

В заявляемом способе каждая технологическая жидкость (первая буферная жидкость, спиртокислотный раствор и вторая буферная жидкость) проявляет дополнительные функции с получением в комплексе сверхсуммарного эффекта.

Все химреагенты, используемые в способе, выпускаются в промышленных масштабах. В процессе вскрытия продуктивных пластов и на протяжении всей эксплуатации скважин периодически применяются кислотные растворы. Поэтому заявляемый способ применим, например, в нефтегазовой промышленности, геологии в настоящее время.

Техническая соляная кислота HCl (ТУ 6-01-714-77) поставляется промышленностью в Ноябрьский регион, ингибированная, в основном, реагентом КИ-1 марки А 22-23%-ной, марки Б 20-23%-ной.

Ингибированная смесь соляной и фтористоводородных кислот (глинокислота) поставляется промышленностью с массовой долей хлористого водорода в пределах 20-25% и массовой долей фтористого водорода в пределах 3-5% (ТУ 6-01-14-78-88).

КИ-1 ингибитор кислотной коррозии и гидрофобизатор (ТУ 6-01-873-76) является смесью катапина-200, уротропина и воды.

Спирт изопропиловый СИП (ГОСТ 9805-84 или ТУ 39-576565-7-040-86) технической марки содержит не менее 87% основного вещества изопропилового спирта. Плотность СИП при 20^оС 814-897 кг/м³, температура кипения 82^оС.

Состав ЭРА (ТУ 2069635-001-90) представляет собой смесь отработанного растворителя (в основном этиловый спирт по ГОСТ 17299-78) производства ТПМ-2 полимера с неонолом АФ₉-6. Содержание основного вещества (C₂H₅OH) в составе ЭРА 55-85% Плотность при 20^оС 845-920 кг/м³.

Бензин газовый стабильный смесь предельных углеводородов С_3+выше. Согласно ТУ 39-1340-89. Первые две фракции метана и этана (С₁ и С₂) в ТУ не включены, так как они в большинстве случаев не входят в смесь и их концентрации фактически варьируются соответственно 0-0,09 и 0-0,17% 0,02-0,09 об. метана; 0,09-0,17 об. этана; 1,91-2,60 об. пропана; 3,76-4,01 об. изобутана; 7,38-8,65 об. н-бутана; 6,39-7,48 об. изопентана; 8,51-9,58 об. н-пентана; 68,51-70,85 об. сумма гексанов; мехпримеси отсутствуют; вода отсутствует.

Физико-химические свойства СФУ: плотность при 20^оС 620-670 кг/м³; температура начала кипения 30-40^оС; температура конца кипения 120-200^оС; температура самовоспламенения выше 380^оС; температура застывания минус 95^оС; взрывная концентрация паров в смеси с воздухом 1,4-8,0 об.

Этилбензольная фракция ЭВФ (ТУ 38-30225-81) представляет собой смесь ароматических углеводородов с примесью гексана. Плотность при 20^оС 867 кг/м³.

Гексановая фракция ГФ (ТУ 38-10381-83) выпускается Нижнекамским нефтехимическим комбинатом.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно промывают интервал перфорации и забой скважины через спущенные насосно-компрессорные трубы (НКТ) от накопившегося осадка. После этого в НКТ закачивают первую порцию буферной жидкости, состоящей из предварительно перемешанных в пропорции одна часть СИП и 1-3 части СФУ, то есть для приготовления 1 м³ буферного раствора в соотношении СИП:СФУ, равном 1:3, берется 0,25 м³ СИП и 0,75 м³ СФУ. Объем первой порции буферной жидкости (СИП + СФУ) выбирают из расчета до 5 м³ на 1 м перфорированной части пласта. Затем закачивают предварительно перемешанный раствор товарных химпродуктов ингибированной соляной кислоты или глинокислоты со спиртосодержащим продуктом, например СИП или составом ЭРА, в соотношении 1:1, то есть для приготовления 1 м³ состава глинокислота + +СИП берется 0,5 м³ глинокислоты и 0,5 м³ СИП или, например, 1/3 соляной кислоты + 2/3 части состава ЭРА при соотношении последних 1:2.

Объем спиртокислотного раствора берется из расчета до 1 м³ на 1 м перфорированной части пласта. Далее в НКТ закачивают вторую порцию буферной жидкости на БГС. Объем второй порции буферной жидкости выбирают из расчета 2-3-кратного превышения объема заполнения обсадной колонны в интервале перфорации. Над второй порцией буферной жидкости закачивают продавочную жидкость, например техническую воду, солевой раствор или нефть. После того, как часть первой порции буферной жидкости выйдет из НКТ и вытеснит из перфорированной зоны скважинную жидкость (нефть), на устье закрывают затрубное пространство. Потом продолжают закачку и в продуктивные пласты продавливают первую порцию буферной жидкости (БГС + СИП) и спиртокислотный раствор, а вторая порция буферной жидкости (СФУ) частично заполняет призабойную зону и полностью внутреннее пространство обсадной колонны напротив перфорированной части. Скважину оставляют на реагирование. После этого открывают затрубное пространство скважины и путем обратной промывки нефтью в 1-2-кратном объеме НКТ вымывают продукты реакции из ствола скважины. Затем скважину осваивают компрессором путем отбора из нее жидкости в количестве не менее 3 объемов НКТ.

Эффективность способа подтверждается лабораторными исследованиями.

Во-первых, в спиртокислотных растворах широко применяющийся ингибитор кислотной коррозии КИ-1 не утрачивает своих свойств (табл.1). Так, например, скорость коррозии наиболее часто используемой в нефтяной промышленности стали марки "Д" НКТ и обсадной колонны при добавке 1% КИ-1 в глинокислотный раствор + СИП (или ЭРА) снижается более, чем в 2 раза.

Следующим важным моментом является то, что первая порция буферной жидкости БГС + СИП хорошо перемешивается (совместима) с нефтью, а спиртокислотные растворы имеют низкие значения поверхностного натяжения, замеренные сталагмометром, на границах раздела фаз с углеводородной жидкостью кислородом (табл.5). Поэтому эти технологические жидкости будут легко проникать не только в высокопроницаемые части неоднородных пластов, но и низкопроницаемые участки. Тем самым обеспечивается более полный охват продуктивных пластов обработкой. Кроме того спиртоуглеводородная буферная жидкость СФУ + СИП имеет низкие значения межфазного натяжения и на границе с водой (табл.2,3), поэтому будет хорошо поступать и в обводненные участки. Из данных табл.3 видно, что при соотношениях СФУ:СИП до 3:1 межфазное натяжение на границе с пластовой водой еще достаточно низкое 5 мН/м, но дальнейшее увеличение БГС в буферной жидкости нежелательно.

Таким образом первая порция буферной жидкости не отталкивает в глубь пласта реликтовую воду, а перемешивается с ней. Поэтому в период реагирования кислоты с породой будет происходить осушка (обезвоживание) призабойной зоны. Это подтверждают результаты, представленные в табл.4. Для определения водопоглощающей способности различных сред использовались спрессованные при давлении 40 МПа в течение 5 мин образцы просеянного глинопорошка диаметром 20 мм и высотой 32 мм. Образцы взвешивали и погружали в 0,5%-ные растворы КМЦ на 18 ч. Набухшие образцы также взвешивали и помещали в испытываемые композиции на 24 ч. Затем глинистые образцы снова взвешивали и по потере веса судили о степени осушки образца. Результаты исследований показывают, что СФУ обладает слабым водопоглощающим свойством. В то же самое время композиции, содержащие СФУ и СИП даже в соотношении 3:1, обладают практически такими же водопоглощающими свойствами, что и чистый СИП, примерно на уровне 60% Естественно, что и спирты, входящие в спиртокислотные растворы, также будут способствовать дегидратации призабойной зоны пласта.

Кроме того, из данных табл.5 по растворимости песчанного керна полимиктовых пород видно, что процент растворения за 60 мин керна Карамовского месторождения в составах глинокислота + СИП и глинокислота + ЭРА, примерно, на 25-35% меньше, чем просто в глинокислотном растворе той же концентрации. Замедление скорости реагирования с породами пласта позволит провести более глубокую обработку продуктивного горизонта.

В табл.6 представлены результаты растворения глинистого керна со скв.422 Карамовского месторождения. Поскольку карбонатность пород этого месторождения очень низкая, в глинокислоте растворимость керна примерно в 4 раза меньше. Но если в растворе глинокислота + СИП растворилось меньше, чем в растворе глинокислота + вода в той же пропорции, то в растворах соляной кислоты наоборот. Значит во втором случае более явно проявился эффект не только растворения глинистого керна кислотой, но и его обезвоживание раствором соляной кислоты + СИП. Это позволяет сделать вывод о том, что в процессе реагирования поровое пространство коллектора будет увеличено за счет двух факторов: кислотного растворения и дегидратации набухших пород.

В табл. 7 представлены результаты исследований растворимости асфальтосмолистопарафиновых отложений с разных месторождений второй порцией буферной жидкости СФУ в сравнении с известными и широко применяемыми ГФ и ЭБФ. Для оценки эффективности использовали метод "корзинок" в размером отверстий сеток 1 мм и определением массы образца АСПО до и после растворения и диспергирования в определенном объеме буферной жидкости. Исследования проводились в динамическом режиме стаканы с подвешанными корзинками укреплялись в кассеты, вращающиеся со скоростью 150-180 об/мин. Выявлено, что СФУ достаточно эффективно, на уровне лучших растворителей может удалить АСПО из призабойной зоны в период реагирования кислоты.

Таким образом комплексный подход к решению проблем ремонта скважин позволит существенно повысить эффективность технологического процесса. Поскольку в предложенном способе используются относительно дешевые и доступные составы: с повышенной проникающей способностью, то тем самым увеличивается охват пласта обработкой; за счет замедления скорости реагирования кислоты с породой способные провести более глубокую обработку; произвести дегидратацию продуктивного пласта и предупредить образование водонефтяных эмульсий; способные очистить призабойную зону от АСПО; способные легче и быстрее удалить продукты реакций из порового пространства во время освоения скважины.