СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта с помощью кислот (соляной, азотной, фосфорной, плавиковой) или их смесей (см. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978, с.256).

Недостатком этих способов является, во-первых, высокая скорость реакции минералов горных пород с высококонцентрированными растворами соляной и фтористоводородной кислот, а во-вторых, образование в пласте трудноудалимых кольматантов - коллоидных и твердых продуктов реакций, в частности гидрогеля кремнекислоты и фторидов кальция, железа и др., которые закупоривают проницаемые каналы и значительно ухудшают условия притока пластового флюида к забою добывающей скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта с глинисто-карбонатным цементом и поровым и трещинно-поровым коллектором, включающий закачку раствора содержащего, мас.%: соляную кислоту 10,5-12,7, муравьиную кислоту 12,2-15,8, аскорбиновую кислоту 0,5, воду 71,0-76,8, с технологической выдержкой в течение 17-22 ч, освоение скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, закачку фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с технологической выдержкой в течение 4-6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности (см. патент RU 2417309, кл. Е21В 43/27, 14.12.2009).

Недостатком данного способа является невысокая эффективность обработки призабойной зоны ввиду: образования труднорастворимых осадков в результате реакции фтористоводородного раствора и глинисто-карбонатного цемента, таких как фторид алюминия и др.; необходимости создания высоких устьевых давлений при закачке кислотных растворов на водной основе в гидрофобизованный углеводородными жидкостями пласт.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, в котором для увеличения производительности добывающих скважин последовательно закачивают кислотный состав, содержащий соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот 7,0-20,0%, Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 0,5-10,0%, растворитель 1,0-40,0%, вода остальное, и щелочной состав, содержащий Неонол АФ9-6 или АФ9-12 0,1-5,0, карбонат натрия 5,0-25,0%, вода остальное, с последующей его выдержкой (RU 2124123, кл. Е21В 43/27, 27.12.1998).

Недостатком данного способа является то, что при обработке пласта растворами щелочи, а также соляной и фтористоводородной кислотой происходит увеличение размера пор и проводящих каналов, что приводит к росту проницаемости матрицы. Однако использование кислотных составов на водной основе приводит к гидрофилизации обработанной поверхности и изменению фазовых проницаемостей в сторону увеличения подвижности воды и снижения подвижности углеводородной жидкости, что вызывает рост обводненности продукции добывающих скважин при их последующей работе.

Из известных способов наиболее близким к заявляемому является способ обработки призабойной зоны пласта по патенту RU 2198290, кл. Е21В 43/27, 17.12.2001, включающий последовательную закачку в пласт раствора, содержащего щелочь - гидроксид щелочного металла, буфера и двух кислотных растворов в два этапа, сначала содержащий соляную, затем плавиковую кислоту, и освоение скважины без выдержки растворов на реагирование в пласте, буфером разделяют и кислотные растворы, в качестве буфера закачивают газ, а концентрацию растворов принимают с обеспечением минимальной вязкости продуктов при сохранении реактивной способности кислот, концентрацию соляной кислоты в растворе принимают 8-10 мас.%, а плавиковой - 6-8 мас.%, причем для удаления продуктов реакции, доставки реагентов в призабойную зону и контроля в процессе закачки используют кол-тюбинг.

Недостатком данного способа является то, что указанный состав эффективен при обработке лишь карбонатных коллекторов и не может применяться для обработки призабойных зон полимиктовых и глиносодержащих коллекторов ввиду высокой концентрации плавиковой кислоты, которая первая вступает в реакцию с карбонатной и силикатной составляющими породы, в результате чего образуются нерастворимые трудноудаляемые осадки (фториды кальция, алюминия), закупоривающие ранее созданные проницаемые каналы. Кроме того, растворение породообразующих минералов приводит к снижению прочности породы и, как следствие, увеличению содержания механических примесей в поступающей к скважине жидкости.

Технический результат от использования изобретения заключается в повышении эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет предотвращения осадкообразования продуктов реакции раствора соляной и фтористоводородной кислоты с породой призабойной зоны пласта, снижения фильтрационных сопротивлений при закачке состава в пласт, снижение обводненности продукции скважины благодаря модификации смачиваемости породы коллектора, а также увеличении прочности пористой среды за счет применения гидрофобизирующего реагента.

Технический результат достигается тем, в способе обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта глушение скважины осуществляется щелочным раствором необходимой плотности, а в состав кислотного раствора, содержащего 4-8 мас.% соляной и 0,5-1,5% фтористоводородной кислоты, дополнительно вводится динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В») в количестве 0,01-0,5 мас.% и додецилсульфат натрия в количестве 0,01-0,1 мас.%, причем продавка кислотного состава осуществляется водным раствором гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,01-2 мас.%.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

После подбора скважины-кандидата проводят ее глушение с использованием водного солевого раствора гидроксида щелочного металла. В качестве солей применяются хлориды калия и/или натрия в количестве 0-35 мас.% для подбора оптимальной плотности состава. Кроме того, использование хлорида калия в условиях глиносодержащего коллектора позволяет стабилизировать состояние породы, поскольку известно, что ионы калия уменьшают гидратацию глинистых минералов. Использование гидроксида щелочного металла в жидкости глушения обусловлено способностью щелочей к омылению ими жирных кислот, содержащихся в нефти, вследствие чего снижается вязкость нефти в призабойной зоне, а сам забой очищается от асфальтосмолопарафинистых отложений. Кроме того, результатом омыления нефти является гидрофилизация породы-коллектора, что снижает фильтрационные сопротивления при последующей закачке кислотного состава в пласт. В качестве щелочи наиболее целесообразно применение гидроксида натрия (каустической соды, едкого натрия), который хорошо растворяется в воде (максимальная концентрация при 20°С - 50%, при 80°С - 70%), будучи сильным электролитом, легко диффундирует и имеет максимальную активность по отношению к минералам кремнезема и силикатам при температурах 75-80°С.

Затем проводят закачку раствора кислоты, в котором применение соляной кислоты направлено на повышение пористости и проницаемости призабойной зоны пласта путем растворения карбонатной составляющей скелета и цемента призабойной зоны пласта, а плавиковая кислота обеспечивает растворение кварцевого песчаника и глинистой составляющей матрицы. Объем раствора кислоты рассчитывают исходя из условия 0,5-1,5 м³ кислоты на 1 м перфорированной толщины пласта.

Добавки к раствору соляной и плавиковой кислоты - динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В») в количестве 0,01-0,5 мас.% обеспечивает предотвращение осадкообразования продуктов реакции раствора соляной и плавиковой кислоты с породой призабойной зоны пласта; додецилсульфат натрия в количестве 0,01-0,1 мас.% обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе кислота - пластовая нефть, способствует доотмыву нефти с поверхности породы, а также приводит к более глубокому проникновению кислотного состава в обрабатываемый пласт.

В качестве продавочной жидкости для кислотного состава используется водный раствор гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,01-2 мас.%.

Гидрофобизатор НГ-1 представляет собой по составу смесь продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла либо с высококипящими фракциями синтетических жирных кислот с растворителями и добавками, в качестве которых используются ароматические углеводороды - сольвенты (нефрасы), эфиро- и спиртосодержащие смеси, продукты оксиэтилирования и алкилирования технических спиртов, парафинов и др. растворители и добавки, которые обеспечивают гидрофобизатору технологичность применения реагента, усиливают его диспергируемость в водной среде. Изготавливается по ТУ 229-002-22650721-2002.

Применение гидрофобизатора обусловлено его способностью модифицировать смачиваемость горной породы и улучшать относительную фазовую проницаемость для углеводородной жидкости. Кроме того, лабораторными экспериментами установлено, что применение гидрофобизатора марки НГ-1 позволяет значительно увеличить прочность насыщенной горной породы.

Эксперимент по оценке изменения прочности насыщенной горной породы проводили на образцах песчаников одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Для целей эксперимента были отобраны керны цилиндрической формы одинаковых геометрических (высота, диаметр) и фильтрационно-емкостных (пористость, проницаемость) параметров. Образцы предварительно экстрагировались с использованием спирто-бензольной смеси (соотношение 1:2), после чего помещались в печь при температуре 105°С и высушивались до достижения постоянного веса.

Затем происходило насыщение кернов исследуемой жидкостью под вакуумом в течение 12 часов. Далее образцы кернов подвергались испытаниям на одноосное сжатие, результаты которых представлены в Фиг.1.

Из представленных в Фиг.1 данных ясно, что применение гидрофобизатора НГ-1 любой концентрации способствует увеличению прочности горной породы, однако наибольшая прочность горной породы достигается при концентрации гидрофобизатора 0,3 мас.%.

Таким образом, применение гидрофобизатора НГ-1 способствует уменьшению деформации горной породы, вызванные ее напряженным состоянием, а также снижению количества механических примесей в продукции скважины и, таким образом, увеличивает срок службы подземного скважинного оборудования.

Объем продавочной жидкости подбирают исходя из условия 1,5-3 м³ жидкости на 1 м перфорированной толщины пласта.

После продавливания составов в пласт скважину закрывают на реакцию на 12-24 часа, после чего производят освоение скважины и пуск ее в работу.

Во всех операциях доставку технологических жидкостей рекомендуется проводить с применением койл-тюбинга.