Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

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.%:

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 м³/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 АФ₉-12 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.