способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов

Формула изобретения

Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов, включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом - 20%-ным раствором хлористого кальция, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды и затем гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, закачку пресной воды и солянокислотное воздействие, отличающийся тем, что солянокислотное воздействие осуществляют путем закачки в призабойную зону нагретой до 85°С смеси соляной кислоты с хлористым магнием при его концентрации в смеси 4,9-11,2%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии изоляции вод, интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

При эксплуатации карбонатных залежей для увеличения притока нефти в скважины используются различного вида обработки: простые солянокислотные, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные и другие. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции более 20-50% эффективность обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.

Обводнение скважин обычно связано с созданием системы заводнения продуктивных коллекторов. Карбонатные коллекторы крайне неоднородны по пористости и проницаемости. В таких условиях большинство скважин быстро обводняется. Этот процесс еще больше усугубляется из-за трещиноватости пласта. При этом вода прорывается к скважинам по трещинам, а нефть из пористых элементов пласта (матриц) не вытесняется. Для добычи нефти в подобных условиях следует решить задачу создания таких способов обработки скважин, которые одновременно позволяют перекрыть водопроводящие каналы, повысить проницаемость матриц, а в итоге уменьшить приток воды и увеличить добычу нефти.

Известен способ кислотной обработки скважин с предварительной закачкой раствора гидролизованного полиакрилонитрила с концентрацией от 5 до 20 вес.% (Авт. свид.№840309, 27.09.1979).

Недостатком известного способа является обратный вынос образующегося осадка вследствие постепенного растворения в опресненной воде эластичной массы полимера, способного неограниченно растворяться в воде.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ кислотной обработки трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью-коагулянтом - отходом производства изопропилбензола, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды, закачку гидролизованного в щелочи отхода волокна или тканей полиакрилонитрила, а затем закачку пресной воды и соляной кислоты, причем в качестве коагулянта отмечено также использование 20%-ного раствора хлористого кальция (Патент РФ №2171371, 27.07.2001).

Недостатком указанного способа является невозможность эффективного извлечения нефти из гидрофобизированных матриц (пористых элементов пласта), поскольку гидрофобная нефтяная пленка (подложка), покрывающая поверхность пор, препятствует контакту соляной кислоты с карбонатной породой, а также низкая надежность перекрытия высокопористых каналов и трещиноватых водопроводящих каналов, обусловленная непостоянством содержания хлорида алюминия (играющего роль коагулянта) в отходах алюмосодержащей жидкости, что снижает предсказуемость результатов снижения водопритока и эффективность обработки и, как следствие, приток нефти в скважину.

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки гидрофобизованных трещиновато-пористых карбонатных коллекторов с высокой обводненностью.

Указанная задача решается тем, что в способе обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов, включающем предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом - 20%-ным раствором хлористого кальция, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды и затем гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила (гивпана), закачку затем пресной воды и солянокислотное воздействие, согласно изобретению солянокислотное воздействие осуществляют путем закачки в призабойную зону нагретой до 85°С смеси соляной кислоты с хлористым магнием при его концентрации в смеси 4,9-11,2%. Гидролизованные в щелочи неутилизируемые отходы волокон или тканей полиакрилонитрила (гидролизованный волокнистый полиакрилонитрил) является доступным и выпускается Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90 под товарным названием "гивпан", физикохимические показатели которого приведены в табл.1, либо "гипан" - гидролизованный полиакрилонитрил, имеющий ту же химическую формулу, что и "гивпан".

Таблица 1 Физико-химические показатели полимера гивпан
№	Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1.	Внешний вид	Однородная водная масса без механических примесей	Визуально
2.	Водородный показатель, рН	12-14	рН метр
3.	Вязкость условная, сек	160-200	прибор СПВ-5
4.	Температура застывания, °С	Не выше - 20	ГОСТ
5.	Плотность при 20°С, г/см 3, в пределах	1,060-1,150	Пикнометрически

Для определения гелеобразующей способности полимера с различными коагулянтами в лабораторных условиях проведены 3 серии экспериментов взаимодействия гивпана:

1 - с алюмосодержащим отходом при 20°С (прототип);

2 - с 20%-ным раствором CaCl₂ при 20°С;

3 - со смесью хлористого магния с соляной кислотой при 85°С при различном соотношении этих компонентов.

Обобщение промыслового опыта обработок скважин полимерами с коагулянтами показывает, что обычно соотношение "полимер - коагулянт" составляет 1:1 или 2:1, и только в редких случаях при обработке весьма трещиноватых высокопроницаемых коллекторов применяют соотношение 3:1 или 4:1. При применении большего количества полимера в ПЗП происходит почти мгновенная коагуляция полимера на контакте с коагулянтом, образуя лишь небольшую по толщине пленку, которая мешает взаимопроникновению, объемному перемешиванию реагентов и получению большого объема осадков. В итоге это ведет к снижению технологической эффективности обработки, а поскольку используется большое количество полимера, то и экономическая эффективность при такой технологии резко снижается. Поэтому все три серии опытов проведены при соотношении "полимер - коагулянт" от 1:1 до 4:1. Результаты экспериментов приведены в табл.2.

В первой и второй сериях результаты опытов авторов практически совпадают с результатами прототипа (Пат. 2171371, табл.3). Следует отметить, что при использовании алюмосодержащей жидкости объемная доля геля через 24 часа снижается, т.е. происходит деструкция осадка, что объясняется наличием в алюмосодержащем отходе не только AlCl₃, но и соединений разрушающих образовавшийся осадок, уменьшая его объемную долю.

Проведение 2-ой и 3-ой серий опытов показало, что все изменения структурного характера заканчиваются через 2-4 часа при использовании в предлагаемом изобретении коагулянтов стабильного состава (CaCl₂ , MgCl₂).

Сопоставляя результаты экспериментов 1 и 2 серии можно заключить, что через 1 час взаимодействия доля геля в результате коагуляции полимера (гивпана) незначительно отличается и технологическая эффективность гелеобразования практически одинакова, однако образующийся гель после взаимодействия гивпана с CaCl₂ более стабильный и деструкции его за 24 часа не происходит. Поэтому в изобретении предлагается производить предварительное насыщение водопроводящих каналов 20%-ным раствором CaCl₂.

Результаты третьей серии опытов показывают, что лучшим коагулянтом является смесь хлористого магния с соляной кислотой, нагретой до 85°С. Из табл.2 видно, что объемная доля геля при этом составляет через 1 час - 0,5, что выше, чем при использовании хлористого кальция в 1,67 раза или 1,92 раза, чем при использовании алюмосодержащей жидкости.

Способ осуществляют следующим образом.

После технологической подготовки скважины определяют поглотительную способность (приемистость) коллектора прокачкой пластовой воды насосным агрегатом по НКТ с пакером или кольцевому межтрубному пространству эксплуатационной колонны замеряется расход закачиваемой воды (м³/ч) и давление закачки на разных скоростях агрегата. Затем в НКТ прокачивают требуемый объем водного раствора хлористого кальция 20%-ной концентрации для насыщения трещин коллектора. Прокачивают буферный слой пресной воды 0,5 м³ и гидролизованный в щелочи отход волокна или тканей полиакрилонитрила 4-5 м. Далее прокачивают буферный слой пресной воды в объеме 0,5-1,0 м и затем нагретую до 85°С смесь соляной кислоты с хлористым магнием.

Получают смесь соляной кислоты с хлористым магнием следующим образом.

Реакционный наконечник (контейнер), в котором на поверхности загружается магний, на НКТ спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По НКТ через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы продукты реакции нагревались до 85°С. Это возможно при прокачке 70 л кислоты на 1 кг магния. При этом получается 3,92 кг чистого MgCl₂, а остаточная концентрация соляной кислоты составляет 11%.

Проводимое солянокислотное воздействие можно разделить на две фазы. Первая фаза - термохимическое воздействие, при котором соляная кислота, реагируя с магнием, нагревает прокачиваемый раствор и поверхность забоя до 85°С. Введение в зону коагуляции нагретого MgCl₂ вызывает ускоренное завершение реакции с недопрореагировавшим полимером и дополнительную коагуляцию его, в результате чего увеличивается доля осадка, упрочняется его структура и надежнее перекрываются поровые и трещинные водопроводящие каналы. В итоге происходит ускоренное сшивание с помощью полимера и горячего коагулянта в призабойной зоне отдельных, рассеченных трещинами блоков коллектора в единый массив и перекрытие высокопроницаемых водопроводящих трещин. Одновременно с этим часть горячего солянокислотного раствора остаточной концентрации поступает, по мере перекрытия водопроводящих каналов, в зону с гидрофобизованной поверхностью поровых каналов расплавляя в них углеводородные осадки. Кроме того, за счет резкого снижения поверхностного натяжения при повышенной температуре на границе нефть - порода - кислотный раствор происходит гидрофилизация поверхности с отторжением гидрофобизированных слоев тяжелых углеводородов нефти в объем порового пространства. Эти процессы позволяют увеличить площадь реагирования соляной кислоты с поверхностью пор в матрицах.

Вторая фаза кислотного воздействия - обычная солянокислотная обработка ПЗП, но более эффективная, вследствие поступления соляной кислоты высокой температуры только в поровую часть матриц (исключая перекрытые скоагулированным полимером высокопроницаемые и трещиноватые водопроводящие части коллектора). Применение горячей кислоты позволяет повысить эффективность за счет кислотного воздействия на пористые, ранее гидрофобизированные поверхности матриц коллектора и увеличить добычу нефти из них.

В завершающей стадии обработки производится продавка закачанных реагентов в ПЗП безводной нефтью или пластовой водой и скважину закрывают на период до 24 ч. После завершения коагуляции и реакции кислоты с породой срывают пакер, промывают скважину технической водой обратной промывкой, поднимают НКТ с пакером. Затем спускают насос, осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.

Известны методики расчета параметров обработки скважин (например Щуров В.И. "Технология и техника добычи нефти", М.: Недра, 1983), с помощью которых, учитывая конкретные условия работы скважины, можно рассчитать основные параметры процесса термохимической обработки: требуемое количество соляной кислоты, металлического магния, темпы закачки кислоты для поддержания заданной температуры, выделяемое количество тепла.

Дополнительно к этим расчетам при использовании данного изобретения рассчитываем массу образовавшегося MgCl₂ и его концентрацию в растворе.

Так, при обработке скважины, после описанной последовательной закачки коагулянта, воды, полимера и буферного объема воды через специальный наконечник с магнием (минимально 40 кг) прокачивается солянокислотный раствор. При этом протекает следующая реакция:

Mg+2·HCl+Н₂ О=MgCl₂+Н₂O+H₂+461,4 кДж

Из уравнения следует, что для растворения 1 кг магния требуется:

V=3004/161,2=18,61 л 18%-ного раствора HCl, при этом выделяется 18987 кНж теплоты (Щуров В.И., стр.146).

При реакции 1 кг магния для поддержания температуры продуктов реакции на уровне 85°С требуется прокачивать через наконечник 70 л 18%-ной соляной кислоты (Щуров В.И., там же), а для реакции 40 кг магния необходимо прокачать 2800 л кислоты (V_кисл =70 л ·40=2800 л =2,8 м³).

При этом выделяется значительное количество теплоты:

18987 кДж ·40=759480 кДж или 759,48 МДж теплоты.

Из уравнения видно, что при растворении 1 кг Mg получается 3,92 кг чистого хлористого магния, а при растворении 40 кг получается 157 кг хлористого магния в 2800 л, т.е. концентрация полученного раствора хлористого магния составляет 157/2,8=56,07 кг/м³ или 56,07 г/л.

Введение нагретого MgCl₂ вызывает ускорение реакции с недопрореагировавшим полимером и дополнительную коагуляцию, в результате чего увеличивается доля осадка, упрочняется его структура и надежнее перекрываются поровые и трещиноватые водопроводящие каналы. В итоге происходит ускоренное сшивание с помощью полимера и горячего коагулянта в призабойной зоне отдельных, рассеченных трещинами блоков коллектора в единый массив, и перекрытие высокопроницаемых водопроводящих трещин.

При этом применение горячей кислоты позволяет повысить эффективность кислотного воздействия на пористые гидрофобизированные поверхности матриц коллектора и увеличить добычу нефти из них.

В справочных руководствах по расчету параметров солянокислотной обработки рекомендуется использовать 1 м³ 18%-ой соляной кислоты на 1 м эффективной толщины пласта. Для условий маломощных карбонатных коллекторов обычно рекомендуется использовать 6 м³ кислотного раствора для пластов толщиной до 6 м. Тогда при гивпано-термокислотном воздействии после реакции с магнием 2,8 м³ кислотного раствора будет иметь остаточную концентрацию 11% при температуре 85°С, в котором содержится 157 кг MgCl₂. Оставшаяся часть кислотного раствора (3,2 м³), поступающая в пласт, имеет концентрацию 18%.

Способ опробован на молодебитных высокообводненных скважинах Копей-Кубовского месторождения Башкортостана. При выборе скважины для обработки учитывалась продолжительность ее эксплуатации при давлениях ниже давления насыщения, способствующая образованию плотной углеводородной пленки и гидрофобизации поверхности пор карбонатного пласта. Способ позволил получить экономию, которая образуется за счет создания более качественного перекрытия водопроницаемых каналов, более эффективного воздействия нагретой соляной кислоты, что выражается обеспечением дополнительно добытой нефти и снижением отбора попутно-добываемой воды.

Примеры обработки скважин предлагаемым способом с высокой обводненностью продукции (80-86%) и данные по прототипу приведены в табл.3. Соблюдение технологических параметров при проведении обработок призабойных зон предлагаемым способом позволяет обеспечить значительный технологический эффект. Эффективность ОПЗ и сопоставление результатов от проведенных обработок по прототипу и изобретению приведены в табл.4. По прототипу дополнительная добыча нефти по ОПЗ №1 и 2 приведена за 14 месяцев, хотя эффект от обработок продолжался. По изобретению продолжительность эффекта по обработкам №1 и 2 также больше 14 месяцев. Для сопоставления результатов ОПЗ величина дополнительной добычи нефти в обоих случаях просчитана за 14 месяцев работы скважин после обработки, хотя эффект по ним продолжался. По остальным ОПЗ дополнительная добыча нефти подсчитана до конца эффекта, если продолжительность менее 14 месяцев. В итоге по прототипу среднее значение дополнительной добычи нефти составляет 379,5 т на одну скважину. Этот же показатель по изобретению равен 496,2 т, что в 1,3 раза больше, чем по прототипу.

Способ рекомендуется для обработки скважин, разрабатывающих трещиновато-пористые гидрофобизированные коллекторы, имеющих высокую обводненность и эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения.

Таблица 2 Гелеобразующие свойства составов
Номер серии опытов	Соотношение (гивпан: алюмо-содержащий отход) при 20°С		Концентрация AlCl3 в смеси,%	Объемная доля геля через следующие промежутки времени
				1 час		24 часа
Гелеобразование при использовании реагентов по прототипу
1	4:1		5,2	0,50		0,38
	3:1		6,5	0,50		0,34
	2:1		8,5	0,42		0,32
	1:1		12,6	0,26		0,20
Гелеобразование гивпана с CaCl2, используемое в изобретении для предварительного насыщения коллектора хлоридом кальция
2	(гивпан: 20%-ный раствор CaCl2) при 20°С		Концентрация CaCl 2 в смеси,%	Объемная доля геля через следующие промежутки времени
				1 час	2 часа	4 часа	24 часа
	4:1		4,2	0,50	0,50	0,55	0,50
	3:1		5.3	0,45	0,50	0,45	0,50
	2:1		6,9	0,35	0,35	0,40	0,40
	1:1		10,4	0,30	0,35	0,35	0,40
Гелеобразование гивпана со смесью HCl и MgCl2, используемое в изобретении для дополнительного гелеобразования на завершающей стадии коагуляции полимера и увеличения температуры в поровом пространстве гидрофобизированного карбонатного коллектора
3	(гивпан: смесь HCl и MgCl 2) при 85°С	Концентрация MgCl2 в смеси,%		Объемная доля геля через следующие промежутки времени
				1 час	2 часа	4 часа
	4:1	4,9		0,72	0,72	0,75
	3:1	5,1		0,67	0,75	0,75
	2:1	7,6		0,65	0,70	0,70
	1:1	11,2		0,50	0,60	0,65

Таблица 4 Эффективность ОПЗ
Номер ОПЗ	Добыча нефти, т/сут		Обводненность продукции,%		Дополнительная добыча нефти, т	Продолжительность эффекта, месяцы*	Сокращение добычи воды, м3	Продолжительность эффекта, месяцы
	До ОПЗ	После ОПЗ	До ОПЗ	После ОПЗ
По прототипу
1	1,0	3,0	84,2	48,9	795	14	-	-
2	1,1	2,4	91,0	75,0	563	14	-	-
3	1,9	4,0	65,5	53,0	32	3	-	-
4	1,2	2,2	91,7	91,0	128	5	-	-
Итого	1,3	2,9	83,1	67,0	1518	9	-	-
По изобретению
1	0,8	2,8	86	68	760	14	397	24
2	0,8	2,9	85	59	950	14	339	14
3	0,8	1,6	80	64	133	10	171	24
4	0,2	0,8	85	46	142	11	88	12
Итого	0,7	2,0	84,0	59,3	1985	12,3	995	18,5
* Примечание. Поскольку в прототипе дан эффект по дополнительной добыче нефти за 14 мес., то и по изобретению эффект подсчитан также за этот период.