Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2456444

(19)

RU

(11)

2456444

(13)

C2

(51) МПК E21B43/27 (2006.01)

E21B33/138 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 27.08.2012 - действует Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2010132119/03, 30.07.2010

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

30.07.2010

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 30.07.2010

(43) Дата публикации заявки: 10.02.2012

(45) Опубликовано: 20.07.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: RU 2084621 C1, 20.07.1997. RU 2256787 C1, 20.07.2005. RU 2095560 C1, 10.11.1997. SU 1309645 A1, 27.03.1995. EA 9397 B1, 28.12.2007. SU 1624134 A1, 30.01.1991. RU 2208150 C1, 10.07.2003. US 4807703 A, 28.02.1989. ЩУРОВ В.И. Технология и техника добычи. - М.: Недра, 1983, с.138-151.

Адрес для переписки:

127422, Москва, Дмитровский пр-д, 10, корп.3, оф.28, ЗАО "НТЦ ГеотехноКИН", А.М. Бернштейну

(72) Автор(ы):

Магадова Любовь Абдулаевна (RU),

Силин Михаил Александрович (RU),

Гаевой Евгений Геннадьевич (RU),

Магадов Валерий Рашидович (RU),

Хисметов Тофик Велиевич (RU),

Бернштейн Александр Михайлович (RU),

Шаймарданов Анет Файрузович (RU),

Фирсов Владислав Владимирович (RU),

Кузнецов Максим Александрович (RU),

Андрианов Александр Викторович (RU),

Воропаев Денис Николаевич (RU),

Дьяченко Виктор Сергеевич (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" (RU),

Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" (ЗАО "НТЦ ГеотехноКИН") (RU)

(54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - охват нефтяного пласта кислотой по глубине и высоте за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижение сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта с карбонатным коллектором добывающих и/или нагнетательных скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны [1].

Основным недостатком известного способа является невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2].

В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. Известный способ требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.

Недостатком известного способа является также и то, что обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону.

Применение для изоляции прочных твердеющих материалов типа цементных растворов ведет лишь к перерасходу этих дорогостоящих материалов и зачастую оказывает необратимо неблагоприятное влияние и на низкопроницаемые зоны, смежные с высокопроницаемыми, закупоривая их, что крайне нежелательно. В итоге, оказывается, что надежных технологий по этому вопросу крайне мало.

Техническим результатом изобретения является увеличение охвата нефтяного пласта кислотой по глубине за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижения сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.

Кроме того, при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м 3 /сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N у.г =1,0+0,1L;

N с.к =1,0+0,1L;

а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м 3 /сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N с.к =1,0+0,1L;

N у.г =0,1L;

где

N с.к - число операций с применением соляной кислоты;

N у.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;

L - протяженность зоны перфорации.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с изобретением используют вязкие свойства, присущие гелю, приготовленному с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива - углеводородной жидкости для перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в процесс воздействия каналов низкой проницаемости, а также свойства данного геля замедлять скорость реакции кислоты с карбонатной породой, за счет поступления в состав закачиваемых флюидов большого количества высокоэффективного поверхностно-активного вещества (ПАВ) - кальциевых солей алкилфосфорных кислот, растворимых как в углеводородах, так и кислоте. Это объясняется тем, что в заданном месте (именно в нефтяном обрабатываемом пласте) и в заданное время (именно при поступлении соляной кислоты в нефтяной пласт) происходит реакция в системе:

соляная кислота + карбонатная порода нефтяного пласта + гель (в виде гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива) в виде:

кислота + карбонатная порода + гель продукты разрушенного геля + ионы кальция образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот:

Действие продуктов реакции (кальциевых солей алкилфосфорных кислот) в качестве ПАВ, растворимых в углеводородах и кислоте, приводит к замедлению скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Это позволяет продавить активную кислоту на большие расстояния от ствола скважины, увеличить глубину обрабатываемой зоны и замедлить вторичное осадкообразование и гелеобразование продуктов реакции. Обычно же соляная кислота расходуется на взаимодействие с породой в течение очень короткого времени (нескольких минут) с начала контакта.

Кроме того, продукты реакции снижают и межфазное натяжение, что способствует при последующем освоении скважины выносу из нефтяного пласта и скважины как продуктов реакции, так и самого отклонителя - углеводородного геля практически без следов воздействия на нефтяной пласт.

Все это обеспечивают при минимальных затратах средств на обработку призабойной зоны нефтяного пласта - использовании отклонителя, способного проявлять свойства временной изоляции высокопроницаемой зоны, замедлителя скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой (повышения эффективности ее действия за счет увеличения глубины охвата нефтяного пласта), эвакуатора продуктов реакции соляной кислоты и ее остатков за счет структурных свойств отклонителя как неньютоновской жидкости (обычно продукты реакции и остатки кислоты продавливают в пласт, что имеет негативные последствия) и очистителя пор, трещин и ствола скважины собственной структурой неньютоновской жидкости.

Упомянутые гелеобразователь и активатор являются составными частями комплекса гелирующего «Химеко-Н». Он широко известен и применяется при гидроразрыве пласта (ТУ 2481-053-17197708-00).

Гелеобразователь комплекса «Химеко-Н» - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета;

Активатор комплекса «Химеко-Н» - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.

Типовой компонентный состав углеводородного геля из упомянутых составных частей, об.%:

Гелеобразователь «Химеко-Н»

0,6-1,4

Активатор «Химеко-Н»

0,6-1,4

Дизельное топливо

Остальное

При последовательной закачке углеводородного геля и соляной кислоты заданной концентрации в карбонатный коллектор происходит:

1. Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков.

2. Вышеупомянутая реакция в системе: соляная кислота - карбонатная порода - углеводородный гель.

В рамках данного изобретения в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина были проведены исследования взаимодействия углеводородного геля на дизельном топливе с нефте- и водонасыщенной карбонатной породой в насыпном виде, с последующим воздействием кислотным составом.

При исследованиях были использованы:

нефть ( 20°C нефти = 850 кг/м 3 );

модель пластовой воды хлоркальциевого типа ( 20°C воды = 1012 кг/м 3 );

углеводородный гель, приготовленный на дизельном топливе ( 20°C ДТ =820 кг/м 3 ), содержащий 1,0 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 1,0 об.% активатора «Химеко-Н»;

12%-ная соляная кислота с добавкой 4 об.% многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка НК-ФД). Многофункциональный ПАВ добавляли, в частности, для снижения влияния водопроницаемости избыточно обводненной карбонатной породы в насыпном виде в лабораторных условиях (приближенных, но отличных от реальных условий нефтяного пласта).

Полученные результаты в таблице 1-4 и на диаграмме

Таблица 1

Исходные показатели образцов:

Насыщение

Обработка гелем

Исходные показатели образцов

S, см 2

М, г

1

Нефть

Да

24,718

21,4536



Нефть

Нет

23,809

19,5280

2

Вода

Да

23,756

20,0708



Вода

Нет

23,587

19,4894

Таблица 2

Изменение массы образцов 1 и 2 после насыщения в течение 19 часов:

М ИСХ , г

M 19H , г

М, г

М, %

1

21,4536

21,5536

0,1000

0,466%



19,5280

19,6058

0,0778

0,398%

2

20,0708

20,1792

0,1084

0,540%



19,4894

19,5736

0,0842

0,432%

Таблица 3

Изменение массы образцов 1 и 2 после обработки гелем в течение 3 часов:

М ИСХ , г

M 19H , г

М ЗГ , г

М ИСХ ЗГ , г

М ИСХ ЗГ , %

М 19Н ЗГ , г

М 19Н ЗГ , %

1

21,4536

21,5536

22,0344

0,5808

2,707%

0,4808

2,231%

2

20,0708

20,1792

20,4725

0,4017

2,001%

0,2933

1,453%

Таблица 4

Изменение массы образцов 1 и 2 после 30-минутной обработки кислотой:

Насыщение

Обработка гелем

М ИСХ , г

М 30К , г

М, г

М, %

1

Нефть

Да

21,4536

17,3129

-4,1407

-19,301%

2

Вода

Да

20,0708

16,6052

-3,4656

-17,267%



Нефть

Нет

19,5280

15,3330

-4,1950

-21,482%



Вода

Нет

19,4894

15,8599

-3,6295

-18,623%

Также полученный углеводородный гель на основе дизельного топлива был исследован на фильтрационной установке высокого давления и температуры. Было выявлено наличие его высоких тампонирующих - «пакерующих» свойств, что особенно важно для каналов высокой проницаемости.

Целью экспериментов являлась оценка влияния солянокислотной обработки на тампонирующие свойства геля.

В таблице 5 приведены параметры модели, используемые агенты и конечный результат.

Методика проведения исследований включала последовательно следующие этапы:

- фильтрацию через модель пластовой воды при температуре 60°C. Определение начальной проницаемости;

- закачку углеводородного геля при при температуре 60°C и разных скоростях фильтрации;

- закачку 0,3 V пор ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД.

Таблица 5

Длина модели, см

36,7

Диаметр модели, см

2,45

Начальная проницаемость по воде, мкм 2

0,512

Температура эксперимента,°C

60

Гелеобразователь «Химеко-Н», об.%

1,0

Активатор «Химеко-Н», об.%

1,0

Кислота соляная ингибированная, %, +4 об.% ПАВ - Нефтенола К

12

Вязкость углеводородного геля при 60°C, мПа·с при 100 об/мин

95,6

Закачка углеводородного геля, V пор

1

Закачка ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД, V пор

0,3

Конечное значение фактора остаточного сопротивления, Rост

23,5

Исследования показали, что при закачке углеводородного геля происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости геля, сохранения его тампонирующих - «пакерующих» свойств при воздействии на него высоким давлением.

Таким образом, экспериментально подтверждена возможность блокирования углеводородным гелем высокопроницаемых зон и тем самым перераспределение объемов кислотного воздействия в менее проницаемые участки пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости выше 100 м 3 /сут вначале осуществляют закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием углеводородного геля. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося геля продолжают в течение 10 мин. Затем гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости сдвига при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При обработке нескольких низкопроницаемых зон пласта закачку соляной кислоты начинают с нижней зоны через спущенные до нее насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем трубы поднимают до следующей низкопроницаемой зоны для закачки соляной кислоты. Необходимый результат может быть получен с первой попытки - на первой операции обработки, например, при обработке зоны небольшой протяженности и умеренной приемистости. В более сложных случаях - при необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.

При приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м 3 /сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N у.г =1,0+0,1L;

N с.к =1,0+0,1L,

где

N у.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;

N с.к - число операций с применением соляной кислоты;

L - протяженность зоны перфорации.

Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости ниже 100 м 3 /сут вначале осуществляют закачку соляной кислоты, а затем отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося углеводородного геля продолжают в течение 10 мин. Затем углеводородный гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный углеводородный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.

При приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м 3 /сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N у.г =1,0+0,1L;

N с.к =1,0+0,1L,

где

N с.к - число операций с применением соляной кислоты;

N у.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;

L - протяженность зоны перфорации.

Конкретные примеры осуществления способа.

Первоначально проводят расчет необходимых объемов соляной кислоты и углеводородного геля.

По опытным данным объем соляной кислоты принимают в расчете 1-5 м 3 на 1 м толщины пласта. Объем углеводородного геля - 1-4 м 3 .

Пример 1: при небольшой протяженности низкопроницаемой зоны (3 м) принимают 6 м 3 18% соляной кислоты. При протяженности высокопроницаемой зоны 4 м принимают 5 м 3 углеводородного геля. В этом случае через НКТ закачивают вначале углеводородный гель. Выдерживают его до набора структурной прочности в течение 2-х ч. Затем приводят в действие пакер и закачивают соляную кислоту. Выдерживают скважину под давлением в течение 2 ч на химические реакции. При этом, давление плавно повышают (каждые 30 мин на 0,5 атм), чем обеспечивают увеличение глубины продавки кислоты в пласт. Осуществляют освоение скважины с созданием депрессии и отбором из скважины продуктов реакции и углеводородного геля. Эффективность промежуточных операций контролируют по давлениям закачки и продавки применяемых агентов. Конечный результат оценивают по притоку нефти. При положительном результате - увеличении притока - операцию заканчивают. При недостаточно высоком результате операции повторяют. При этом принимают к использованию 15% соляную кислоту в объеме 5 м 3 с пакером.

Пример 2: при 25 м интервале перфорации принимают объем соляной кислоты 2 м 3 на 1 м толщины пласта.

При приемистости скважины в 150 м 3 /сут вначале закачивают углеводородный гель. Всего приготавливают и закачивают 30 м 3 углеводородного геля с плотностью 810 кг/м 3 , эффективной вязкостью (при 100 об/мин) в пределах 200-300 мПа·с.

Затем закачивают 50 м 3 соляной кислоты. Закачку осуществляют в несколько операций в следующей последовательности:

порция углеводородного геля - 15 м 3 ;

порция соляной кислоты 18%-ной концентрации - 30 м 3 ;

порция углеводородного геля - 15 м 3 ;

порция соляной кислоты концентрации 12%-ной концентрации - 20 м 3 .

Продавку производят водонефтяной эмульсией на основе нефти плотностью 850 кг/м 3 и пресной воды в объемном соотношении 1:1 с использованием эмульгатора Нефтенола НЗ - 4% об.

Источники информации

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.

2. Патент US 3612179, 1971.

Формула изобретения

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива, и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12% до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м 3 /сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N у.г =1,0+0,1L;

N с.к =1,0+0,1L,

а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м 3 /сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:

N с.к =1,0+0,1L;

N у.г =0,1L,

где N с.к - число операций с применением соляной кислоты;

N у.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;

L - протяженность зоны перфорации.

РИСУНКИ