СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных пластов, вскрытых скважинами с горизонтальными, наклонно-направленными и вертикальными стволами, путем проведения кислотных обработок низкопроницаемых участков призабойной зоны скважины с одновременным сохранением коллекторских свойств высокопроницаемых коллекторов. Наибольший эффект от применения данной технологии достигается при использовании его в горизонтальных скважинах.

Значительное влияние на эффективность селективных поинтервальных кислотных обработок оказывают технологические (тампонирующие) составы, которые используют для временной изоляции высокопроницаемых интервалов на период проведения избирательного кислотного воздействия на низкопродуктивные интервалы.

Основные требования, предъявляемые к указанным используемым при кислотных обработках тампонирующим составам, следующие:
- не оказывать отрицательного влияния на коллекторские свойства изолируемого участка пласта;
- не проникать в пласт при репрессии;
- не разрушаться под действием кислоты в период проведения кислотной обработки;
- не образовывать блокирующих осадков в продуктивном пласте после воздействия на них кислотными составами;
- плотность кислоты и тампонирующего состава должны быть примерно одинаковыми.

Кроме того, тампонирующие составы, используемые в технологии поинтервальной кислотной обработки, не должны содержать экологически опасные продукты и не образовывать нефтесодержащие отходы, подлежащие утилизации после проведения кислотных обработок.

Известен способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны скважин путем использования перед закачкой кислоты для разобщения пластов тампонирующей вязкой малофильтрующейся в пласт жидкости, например сульфитспиртовой барды (см. , например, авт. свид. СССР 287867, кл. Е 21 В 43/12, 1967г.).

Недостатком данного известного способа является его низкая эффективность при применении его в горизонтальной скважине из-за растекания используемой тампонирующей жидкости по стволу скважины в связи с низкими реологическими показателями этой жидкости и из-за существенной разницы ее плотности и плотности кислотного состава.

Наряду с указанным тампонирующая жидкость, используемая в этом известном способе, не обеспечивает сохранение проницаемости призабойной зоны пласта, т.к. до начала гелеобразования часть состава будет фильтроваться в пласт при повышенных перепадах давления.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности признаков является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин, согласно которому спускают колонну труб до забоя, закачивают в ствол скважины тампонирующий состав на основе углеводородной эмульсии, после чего закачивают кислоту, причем плотность кислоты примерно равна величине плотности тампонирующего состава (см., например, патент РФ 2082880, кл. Е 21 В 43/27, 1997г.).

В известном способе проводятся поинтервальные обработки горизонтального участка продуктивного пласта за счет использования двух составов (тампонирующего и кислотного) с контрастными реологическими свойствами, но с примерно одинаковой плотностью, что позволяет доставлять кислоту в расчетный интервал горизонтального ствола без растекания и всплытия кислоты.

В качестве тампонирующего состава в указанном известном способе предлагается использовать обратные водонефтяные эмульсии или загущенные утяжеленные нефти, содержащие следующие ингредиенты: нефть, эмульгатор, раствор хлорида кальция или пластовой воды.

Однако известный способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов за счет отсутствия достаточно высоких вязкоупругих свойств используемого тампонирующего состава. Это объясняется тем, что структурные свойства используемого состава обеспечиваются не за счет сшивки молекул в результате комплексообразования, а за счет высокой степени дисперсности дисперсной фазы.

Кроме того, недостатком указанного известного способа является высокая стабилизирующая (эмульгирующая) способность используемого тампонирующего состава по отношению к водным растворам кислот, пластовой воде и нефти, что сопровождается образованием водонефтяных эмульсий или нефтекислотных эмульсий при попадании нефти, пластовой воды или кислоты в тампонирующий состав в процессе, например, задавки кислоты в обрабатываемый пласт или при смешении с пластовыми флюидами (нефтью, пластовой водой) при значительных перепадах давлений в процессе освоения скважины. При образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта. Для предотвращения образования или разрушения этих эмульсий требуется присутствие в тампонирующем составе деэмульгатора, но если его вводить в этот состав, то не будет образовываться и первоначальная эмульсионная структура этого тампонирующего состава, которая требуется для успешной технологии кислотной обработки.

Кроме того, при повышенных пластовых температурах вязкость и структурно-механические свойства тампонирующего состава, используемого в этой технологии, значительно уменьшаются, что сопровождается фильтрацией в пласт этого состава при повышении перепада давления, связанного с необходимостью задавки кислоты в обрабатываемый интервал, в результате чего снижается изолирующий эффект.

Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности кислотной обработки низкопроницаемых зон пласта путем более надежного временного блокирования высокопроницаемых интервалов ствола скважины на период проведения кислотных обработок за счет высоких вязкоупругих свойств используемого тампонирующего состава и предупреждения образования нефтекислотных и водонефтяных эмульсий при взаимодействии этого тампонирующего состава с пластовыми флюидами как до разрушения, так и после его разрушения при одновременном сохранении технологических свойств этого тампонирующего состава при температуре до +90^oС.

Еще одной технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение экологичности и снижение пожароопасности используемого тампонирующего состава за счет значительного сокращения в нем количества углеводородной фазы и предупреждения образования нефтекислотных и водонефтяных эмульсий, подлежащих утилизации.

Указанная техническая задача решается предлагаемым способом поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин, включающий закачку в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%, в качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная жидкость 4,8-8,0, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей 0,12-4,0, крахмал 2,5-4,5, гидроксид щелочного металла 0,25-0,45, водорастворимый борат щелочного металла 1,2-3,5, минерализованная хлоридом калия и/или натрия вода остальное, в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.

Благодаря совокупности технологических операций предлагаемого способа совместно с особыми свойствами используемого тампонирующего состава и обеспечивается решение поставленной задачи.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. По спущенным до забоя трубам ствол скважины полностью заполняют тампонирующим составом. Далее трубы поднимают до интервала обработки кислотой и по трубам закачивают расчетный объем кислоты при открытой затрубной задвижке. Кислота вытесняет тампонирующий состав из расчетного интервала, который должен быть подвергнут кислотной обработке. Далее затрубную задвижку закрывают и продолжают закачивать кислоту, в результате чего кислота постепенно закачивается точно в пласт в необходимо расчетном интервале. Кислоту по трубам продавливают тем же тампонирующим составом. После окончания закачки кислоты скважину оставляют на "реакцию". Далее открывают затрубные задвижки и прокачивают без избыточного давления тампонирующий состав (находящийся в трубах), который временно перекрывает в стволе скважины обработанный интервал, но ввиду его вязкоупругих свойств и сшитой структуры он не проникает в обработанный пласт. После этого трубы поднимают до следующего интервала обработки и операции повторяют.

В лабораторных условиях были исследованы свойства тампонирующего состава, который используется в предлагаемом способе поинтервальной кислотной обработки.

Для его приготовления были использованы следующие вещества:
1. Крахмал модифицированный, ТУ 9187-012-53501222-2000.

2. Гидроксид натрия, ТУ 6-01-204-847-06-90.

3. Щелочные эмульгаторы: на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей.

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ, продукт на основе омыленных кубовых остатков производства синтетических жирных кислот гидроксидом калия, содержащий неионогенный ПАВ, выпускается по ТУ 2482-014-53501222-2000.

Триэтаноламин, диэтаноламин, моноэтаноламин ТУ 6-02-916-79.

4. Масло трансформаторное, ТК ГОСТ 928-80.

5. Нефть плотностью 0,85 г/см³.

6. Комплексообразующая соль борат щелочного металла, ТУ 2146-011-12064382-2000.

7. Утяжелитель - неорганическая соль хлоридов натрия и/или калия.

8. Кислота соляная ингибированная, ТУ 2122-131-05807960-97.

9. Вода техническая.

В ходе лабораторных исследований определяли следующие свойства тампонирующего состава, используемого в предлагаемом способе:
- время гелеобразования (час-мин);
- показатель фильтрации состава до и после деструкции (см³ за 30 мин);
- напряжение сдвига (г/см³) и динамическую вязкость (сПз) замеряли на Рео-Вискозиметре Хепплера;
- фильтрацию состава через пористый фильтр с диаметром пор 100 мкм (см³/мин);
- кислотостойкость состава.

Изолирующую способность состава определяли по объему фильтрата, отфильтровавшегося через стеклянный пористый фильтр воронки Шотта с диаметром пор фильтра 100 мкм при перепаде давления 0,1 МПа. Для этого воронку Шотта вставляли в колбу Бюнзена, соединенную с вакуум-насосом, наливали нефть (10 мл), и определяли скорость фильтрации нефти, затем в воронку помещали исследуемый состав и определяли количество фильтрата, отфильтровавшееся через 30 мин при перепаде давления 0,1 МПа. По количеству фильтрата судили об изолирующей по отношению к высокопроницаемой среде способности состава.

Время структурообразования и появления вязкоупругих свойств определяли по времени потери текучести состава, после чего замеряли предел прочности (напряжение сдвига) и динамическую вязкость.

Кислотостойкость состава определяли по времени появления текучести состава и по резкому снижению динамической вязкости после контакта с кислотой. В качестве раствора кислоты использовали применяемую в настоящее время при кислотных обработках ингибированную 10-12%-ную соляную кислоту.

Тампонирующий состав, используемый в заявляемом способе кислотной обработки, готовили следующим образом. К 715 технической воды добавляли 45 г крахмала, перемешивали 15 мин, добавляли 4,5 г гидроксида натрия, перемешивали 45 мин; при перемешивании вводили 107 г хлорида натрия и 18 г хлорида калия, перемешивали 30 мин. Далее к полученному раствору, не прекращая перемешивания, одновременно водили 80 г трансформаторного масла, 27 г водорастворимого бората щелочного металла и 3,6 г ПАВ МИГ; после чего полученный гель перемешивали еще в течение 2-х минут и получали состав со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: крахмал - 4,5; гидроксид натрия - 0,45; углеводородная жидкость - трансформаторное масло - 8,0; щелочной эмульгатор ПАВ МИГ - 0,36; борат щелочного металла - 2,7 и минерализованная хлоридами калия и натрия вода - 83,99.

Аналогичным образом готовили другие тампонирующие составы с различным соотношением ингредиентов.

Данные о содержании ингредиентов в тампонирующих составах, используемых в заявляемом и известном по прототипу способах поинтервальной кислотной обработки, приведены в таблице 1.

Данные о показателях свойств тампонирующих составов, используемых в заявляемом и известном по прототипу способах поинтервальной кислотной обработки, приведены в таблице 2.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, свидетельствуют о том, что тампонируемый состав, используемый в предлагаемом способе:
- характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины (2-5 мин), но при этом сохраняет текучесть при сдвиговых деформациях, т.е. в течение времени закачки этого состава в ствол скважины;
- имеет низкие (практически нулевые) значения показателя фильтрации после приготовления;
- имеет высокие изоляционные свойства по отношению к высокопроницаемым породам пласта (практически не фильтруется через фильтр с размерами пор 100 мкм);
- сохраняет низкие значения показателя фильтрации после деструкции (Ф= 2,0-3,0 см³/30 мин);
- не образует нефтекислотных и водонефтяных эмульсий при смешении с водой и кислотой (практически вся углеводородная фаза отстаивается).

Благодаря этим свойствам тампонирующего состава предлагаемый способ поинтервальной кислотной обработки низкопроницаемой части ствола скважины позволит в промысловых условиях достичь следующие технические цели:
- повысить качество проведения работ и сохранить коллекторские свойства высокопроницаемых пластов за счет предупреждения фильтрации используемого тампонирующего состава в изолируемый пласт на время проведения кислотной обработки и за счет предупреждения образования осадков, нефтекислотных и водонефтяных эмульсий после деструкции и при контакте состава с пластовыми флюидами и кислотой;
- сократить время проведения работ по интенсификации за счет сокращения времени на освоение ввиду того, что используемый тампонирующий состав не образует дополнительных блокирующих осадков в пласте после деструкции этого состава с сохранением низкой фильтрации;
- обеспечить проведение работ в скважинах с различными температурными режимами, т.к. используемые в предлагаемом способе тампонирующий и кислотный составы термостабильны при температуре до +90^oС;
- повысить эффективность проведения работ по кислотной обработке за счет полной и качественной изоляции перекрываемого интервала ввиду того, что используемый тампонирующий состав, обладая вязкоупругими свойствами, принимает форму изолируемого интервала, тем самым надежно его перекрывая, и, как следствие, происходит более полное последующее воздействие кислотного состава на обрабатываемый низкопроницаемый интервал.