способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий продавку кислотного реагента, содержащего соляную и фтористоводородную кислоты и поверхностно-активное вещество, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, отличающийся тем, что кислотный реагент дополнительно содержит ингибитор коррозии и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	8-76
Фтористоводородная кислота	1,5-18
Поверхностно-активное вещество	0,3-2,5
Ингибитор коррозии	0,1-2,0
Растворитель	Остальное

а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду, или техническую воду, или техническую воду с добавлением моющего препарата, или нефть, или нефть с маслорастворимым деэмульгатором, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины Кпс не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при Кпс менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют принудительно, при достижении коэффициента продуктивности Кпр не менее 0,5 м ³/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вначале обрабатывают добывающую скважину, имеющую наиболее низкие гидродинамические характеристики, затем добывающие скважины в последовательности улучшения этих характеристик и далее нагнетательную скважину.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед кислотным реагентом закачивают углеводородный растворитель.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед кислотным реагентом закачивают углеводородный растворитель с добавкой маслорастворимого деэмульгатора.

5. Способ по п.1, или 2, или 3, или 4, отличающийся тем, что в продуктивный пласт дополнительно закачивают гидрофобизатор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами или снизивших свою продуктивность вследствие техногенных факторов в ходе эксплуатации.

Известны способы обработки призабойной зоны нефтяного пласта с применением неорганических и органических кислот или составов на их основе, причем и с привлечением депрессионных приемов удаления продуктов реакции из обработанной зоны. Однако их эффективность недостаточна ввиду того, что обрабатывается лишь незначительная часть пласта, непосредственно примыкаемая к стволу скважины, и не достигается, таким образом, существенное улучшение гидропроводности всей призабойной зоны, контролирующей условия притока углеводородного сырья в скважину из удаленной части пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см. например, «Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-130686. М.: Министерство нефтяной промышленности, 1985). Известный способ недостаточно эффективен, так как не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки призабойной зоны.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты и поверхностно-активного вещества, технологичную выдержку и депрессионное воздействие, причем кислотный раствор предварительно подвергают специальной подготовке: высококонцентрированную соляную кислоту доводят до концентрации 5-20% разбавлением горячей водой (80-90°С) и продавку осуществляют при температуре раствора 30-70°С (Патент РФ №2280154, Е21/В 43/22, 2005 г.).

Наиболее близким к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающим закачку химреагентов в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии. При этом в зону продуктивного пласта закачивают кислоту, или кислоту с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором, и химреагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием скважины, и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя. Дополнительно в зону продуктивного пласта могут закачиваться разглинизатор и/или гидрофобизатор (Патент РФ №2140531, Е21В 43/22, 1999 г.).

Недостатком данного способа является его высокая затратность из-за многостадийности и длительности его осуществления, и недостаточная надежность и эффективность, ибо при его осуществлении в реальных промысловых условиях возможны срывы в выдержке технологических режимом на отдельных стадиях процесса.

В основу изобретения положена задача создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющего повысить продуктивность скважины и интенсифицировать отбор нефти из залежи.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем продавку кислотного реагента, содержащего соляную и фтористоводородную кислоты и поверхностно-активное вещество, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, кислотный реагент дополнительно содержит ингибитор коррозии и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	8-76
Фтористоводородная кислота	1,5-18
Поверхностно-активное вещество	0,3-2,5
Ингибитор коррозии	0,1-2,0
Растворитель	остальное,

а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду или техническую воду, или техническую воду с добавлением моющего препарата, или нефть, или нефть с маслорастворимым деэмульгатором, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины Кпс не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при Кпс менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют принудительно, при достижении коэффициента продуктивности Кпр не менее 0,5 м ³/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают.

Вначале обрабатывают добывающую скважину, имеющую наиболее низкие гидродинамические характеристики, затем добывающие скважины в последовательности улучшения этих характеристик и далее нагнетательную скважину.

Перед кислотным реагентом могут закачивать углеводородный растворитель или углеводородный растворитель с добавкой маслорастворимого деэмульгатора.

В продуктивный пласт дополнительно могут закачивать гидрофобизатор. В качестве галоидводородных кислот могут быть использованы, например:

- кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99, ТУ 6-01-04689381-80, ГОСТ 857;

- кислота соляная по ТУ 2122-020-131-64401-95;

- кислота фтористоводородная по ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ТУ 6-09-3401-88;

- ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 95-157-90;

- смесь кислот фтористоводородной и соляной по ТУ 95-157-90.

В качестве ПАВ в кислотном реагенте могут быть использованы, например, Неонолы - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена (изононила) Неонол АФ ₉-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ₉ -6, АФ₉-4 по ТУ 38.50724-87, Сульфанол НП-3 по ТУ 84-509-81, фосфенокс Н-6Б по ТУ 6-00-04691277-217-97, или ди (алкилполиэтиленгликолевый) эфир фосфорной кислоты (оксифос - КД-6) или его калиевые соли (оксифос Б или Б-1) по ТУ 2484-344-05763441-2001.

В качестве ингибитора коррозии может быть использован, например, ингибитор кислотной коррозии В-2, продукт конденсации кубовых остатков производства хлористого бензила, аммиака, формальдегида, бензальдегида по ТУ 2499-324-05763458-2002, Ингибитор коррозии типа СНПХ-6500 по ТУ 2458-266-05765670-2000.

В кислотном реагенте могут быть использованы такие растворители, как, например, метиловый спирт по ГОСТ 2222-78 или этиловый спирт по ОСТ 38.02386-85, или изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-76, или ацетон по ГОСТ 2603-79, или водно-метанольная фракция, являющаяся отходом производства диметилфосфита по ТУ 2421-240-05763441-98, или диэтиленгликоль по ГОСТ 10136-77, или глицерин по ГОСТ 6259-75, или их водные растворы, или их смеси.

В качестве органических растворителей, закачиваемых перед кислотным реагентом, могут быть использованы, например:

- углеводородные растворители, такие как гексановая фракция по ТУ 38-10388-93, Фракция широкая легких углеводородов по ТУ 38.101524-93, или Фракция бензиновая прямогонная по ТУ 38-601-09-166-91, дистиллат и конденсат - продукты первичной переработки нефти на УКПН нефтепромыслов;

- ароматические растворители, такие как нефтяной растворитель Нефрас-А-150/330, или Нефрас А 180/24 или Нефрас C₅ 150/350, или Нефрас С₄ 120/240 по ТУ 38.1011049-87Е, Нефрас-А-120/1200 по ТУ 38.101809-90, Нефрас С4-155/200 по ГОСТ 3134-78, сольвент-нефтяной растворитель по ТУ 38.1014049-87Е, бутилбензольная фракция по ТУ 38.10297-78, дистиллат, дизельное топливо, обезвоженная нефть.

Углеводородный растворитель может дополнительно содержать деэмульгаторы в количестве 0,05-0,5% (по массе) например, Лапрол 5003-2-Б-10 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена и глицерина с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена по ТУ 6-05-1513-75, или Диссолван 3264-1-CONC - неионогенная химическая основа с содержанием 15% высококипящих углеводородов (паспорт фирмы HOECHST), или Лапрол 6003-25-18 простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена по ТУ 6-05-221-880-86, или продукт на основе блоксополимера этилен- и пропиленоксидов с гликолями по ТУ 39-05765670-00220-96, СНПХ-4480 по ТУ 39-05765670-00220-96 и др.

Реагенты продавливаются в глубину пласта пресной водой, или технической водой, или технической водой, или нефтью, или нефтью с маслорастворимым деэмульгатором, содержащей моющие средства на основе или МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 или МЛ-80 БС по ТУ 2458-040-52412574-03. Объем продавочной жидкости составляет 0,5-1,5 объема кислотного реагента. Затем осуществляется выдержка для достижения полной нейтрализации кислоты в составе.

В качестве гидрофобизатора могут быть использованы, например, Катапин АБ по ТУ 6-01-816-75, Катапин по ТУ 6-01-816-75, ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89, которые закачиваются в призабойную зону в виде водных растворов 0,2-3,0% концентрации.

Способ осуществляется следующим образом. В скважину закачивают кислотный реагент и осуществляют продавку его в продуктивную зону пласта продавочной жидкостью в расчетном объеме. Объем кислотного реагента и продавочной жидкости рассчитывается исходя из значения радиуса обрабатываемой зоны, определяемого по результатам гидродинамических исследований по радиусу активного дренирования, пористости и эффективной работающей толщины пласта. При этом соотношение объема кислотного реагента к объему продавочной жидкости составляет 1:(1,5-2,5). Конкретное значение соотношения берется исходя из геолого-физических характеристик обрабатываемого пласта.

После продавки кислотного реагента в пласт осуществляется технологическая выдержка на реакцию. Время технологической выдержки составляет 2-15 часов. После технологической выдержки производится принудительное извлечение продуктов реакции депрессионным воздействием. Депрессионное воздействие может осуществляться путем свабирования или компрессирования с использованием инертных газов, или применения струйных глубинных насосов, например марок УГИС, УЭГИС, НСС, УГИП и т.п., или бустерной установки.

После извлечения продуктов реакции скважинная жидкость замещается гидрофобизатором, который под давлением задавливается в околоскважинную зону объемом не более 0,5 м³ на один метр эффективной толщины пласта.

В случае выявления асфальтосмолопарафиновых отложений в околоскважинной зоне, которое диагностируется по промыслово-эксплуатационным данным в предистории работы скважины, перед кислотным реагентом в зону продуктивного пласта закачивается углеводородный растворитель. Объем растворителя рассчитывается исходя из радиуса задавливания его в зону на 1,0-1,5 м от ствола скважины.

Если в ходе продавки кислотного реагента условный коэффициент приемистости достигает значения 2,5 и более, то продавка заканчивается, и извлечение продуктов реакции из зоны обработки производится в режиме эксплуатации скважины, т.е. в добывающую скважину опускается соответствующий насос с последующим запуском его в работу, а в нагнетательной скважине продукты реакции рассеиваются в удаленной зоне пласта при подключении скважины в работу путем закачки от КНС (кустовой насосной станции).

Если в ходе извлечения продуктов реакции депрессионным воздействием коэффициент продуктивности (Кпр, м³/сут·атм) достигает значения 0,5 и выше, процесс принудительного их извлечения (компрессированием или свабированием, или при помощи струйного глубинного насоса или бустерной установки) прекращается и остатки продуктов реакции извлекаются в режиме эксплуатации скважины, т.е. она запускается в работу.

Для интенсификации отбора нефти из низкопроницаемых пластов с низкопроницаемыми коллекторами способ применяется на элементе разработки залежи нефти, т.е. участоке нагнетательной скважины с реагирующими добывающими скважинами. При этом очередность обработки скважин определяется по результатам гидродинамических исследований. Вначале обрабатывается добывающая скважина, имеющая наиболее низкие гидродинамические характеристики, затем добывающая скважина в последовательности улучшения этих характеристик и в последнюю очередь нагнетательная скважина.

Примеры осуществления способа (табл.1).

Пример 1. Добывающая скважина 3968 (Зай-Каратайская площадь, Ромашкинского месторождения) имеет следующие геолого-промысловые характеристики: проницаемость - 0,0015 мкм, эффективная работающая толщина пласта - 2,4 м, пористость 18,5%, дебит по жидкости 3,0 м³/сут, обводненность 11,5%. По результатам гидродинамических исследований радиус активного дренирования составляет 6,04 м. В скважину закачали 16 м³ кислотного реагента №1 (табл.2) и продавили в пласт технической водой объемом 35 м³. После технологической выдержки в течение 9 часов продукты реакции из обрабатываемой зоны извлекли путем свабирования и запустили скважину в работу с дебитом по жидкости 12,5 м³/сут с обводненностью 11%. Коэффициент продуктивности скважины вырос в 3,8 раз.

Примеры 2-9 осуществляют аналогично примеру 1, сведения приведены в табл.1.

Пример 10. Способ осуществления на участке нагнетательной скважины 476 Восточно-Елового месторождения (пласт ЮС-1), включающего добывающие скважины 63, 64, 65, 477. Их гидропроводности соответственно имели значение 4,95; 3,04; 5,155; 4,82 (Д·см)/сП.

Первой обрабатывали скважину 64, затем последовательно скважины 477, 63, 65 и нагнетательную скв. 476. Все скважины обрабатывали вариантом 1 из табл.1. Приемистость нагнетательной скважины увеличилась на 74 м³/сут (до обработки составляла 62 м³/сут). В результате применения способа прирост дебита жидкости в добывающих скважинах 63, 64, 65, 477 от 4,9 до 12,1 т/сут (прирост в 4,8-9,2 раза). Дополнительная добыча нефти на участке составила 11,4 тыс.тонн.

Из представленных в табл.1 данных видно, что при использовании заявленного способа достигается:

1) снижение затрат в 2,5-3 раза;

2) повышение успешности на 10-12% и составляет 80-82%;

3) повышение эффективности в 1,3-1,6 раза.

Приложение к табл.1
Условные обозначения к табл.1.
К - коэффициент проницаемости, мкм
hэ - эффективная работающая толщина пласта, м
m - пористость, %
V - объем, м 3
Кпс - условный коэффициент приемистости, м3 /сут·ат
q ж - дебит по жидкости, м3/сут
f - обводненность добываемой продукции, %
Кпр - степень увеличения коэффициента продуктивности скважины, разы

Таблица 2
№ п/п	Компоненты состава, мас.%
	HCl	HF	HCl + HF	HClинг	(HCl+НР)инг	ИК	ПАВ	Растворитель
1		5,0		69,0			0,5/АФ9-6	25,5/водный раствор ацетона
2	50,0	8,0				2,0/В-2	1,0/оксифосКД-6	39,0/водный раствор метанола
3	10,0				60,0		2,0/фосфенокс Н-9	28,0/этиленгликоль
4			35,0	20,0		0,5/В-2	0,3/оксифос Б-1	44,2/глицерин
5	75	15				1,5/СНПХ-6500	2,0/сульфанол НП-3	6,5/этанол
Условные обозначения к табл.2.
HCl - соляная кислота
HF - фтористоводородная кислота
HClинг - ингибированная соляная кислота
HCl + HF - смесь соляной и фтористоводородной кислот
(HCl + НР)инг - ингибированная смесь кислот
ИК - ингибитор коррозии
ПАВ - поверхностно-активное вещество