Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа.

Известен способ увеличения притока нефти и газа, основанный на закачке в продуктивные пласты водных растворов соляной кислоты или смеси соляной с плавиковой кислотой и др. (Д.И.Булатов, Ю.Д.Качмар и др. Освоение скважин. 1999, с.342-343).

Недостатком этого способа является слабое проникновение кислотного раствора в пласт. Данный способ может использоваться только при простых кислотных обработках.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ кислотной обработки нефтяного пласта, при котором в пласт закачивают гидрофобную эмульсию перед закачкой кислоты (А.С. СССР 898047, Е 21 В 43/22. Заявлено 14.03.80. Опубликовано 15.01.82. Бюл. №2. О.Ф.Мартынцив, М.Ш.Кендис и др.).

Недостатком этого способа является низкая проникающая способноть кислоты в пласт. Данный способ применяют в гидрофобных коллекторах, имеющих преимущественную смачиваемость углеводородными жидкостями. В гидрофильных коллекторах закачка гидрофобной эмульсии не способствует увеличению глубины проникновения кислотного раствора из-за преимущественной смачиваемости коллектора водной фазой.

Задача, на решение которой направлено изобретение, повышение проницаемости призабойной зоны скважины.

Технический результат - увеличение глубины проникновения кислотного раствора в пласт.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку эмульсии и кислотного раствора, в отличии от прототипа в качестве эмульсии используют эмульсию состава, мас.%:

соляная кислота HCl 15-20%-ной концентрации	44,1 - 51,1
карбоксиметилцеллюлоза КМЦ 1,5-2,0%-ной концентрации	1,5 - 2,5
вода	46,4 - 54,4
и кислотный раствор состава, мас.%:
соляная кислота HCl 15-20%-ной концентрации	34,5 - 56,6
бензойная кислота C6H5COOH
0,25-0,5%-ной концентрации	0,25 - 0,5
вода	42,9 - 62,25

Способ осуществляют следующим образом. Спускают насосно-компрессорные трубы в скважину на 5-6 м выше интервала перфорации. С помощью цементировочного агрегата приготавливают эмульсию для закачки в пласты на основе водного раствора кислоты и карбоксиметилцеллюлозы. Для этого бункер агрегата заполняют водой в объеме 0,232 м³ (плотность воды при температуре 20-22 ⁰С - 1000 кг/м³) или 232 кг (46,4 мас. %) добавляют в воду 12,5 кг (2,5 мас. %) карбоксиметилцеллюлозы, перемешивают, вводят соляную кислоту 20%-ной концентрации 255,5 кг (51,1 мас.%) и перемешивают эмульсию. Объем для закачки в пласты определяют по формуле:

V_r=9,42(R²-r²)n·h·δ

где n - густота трещин в 1 погонном метре, ¹/м;

h - эффективная толщина, м;

δ - раскрытость трещин, м;

r - радиус скважины, м;

R - радиус обработки, м.

Для расчета принимаем следующие параметры:

r = 0,068 м для эксплуатационной колонны диаметром - 0,146;

δ = 0,0005 м; R = 1 м; h = 20 м.

Расчетный объем эмульсии равен:

V_r=9,42(1² - 0,068²)*4*0,0005*20=0,37 м³.

Одновременно готовят кислотный раствор. Для этого бункер агрегата заполняют водой в объеме 0,312 м³ (плотность воды при температуре 20-22 ⁰С - 1000 кг/м³) или 312 кг (62,25 мас. %), добавляют бензойную кислоту 0,5 %-ной концентрации 2,5 кг (0,5 мас. %), перемешивают, вводят соляную кислоту 20%-ной концентрации 186,7 кг (37,25 мас. %) и перемешивают.

Расчетный объем кислотного раствора равен объему эмульсии - 0,37 м³.

Затем эмульсию закачивают в скважину для раскрытия трещин и предварительной обработки трещин породы соляной кислотой. Эмульсию продавливают в пласт кислотным раствором, а общий объем эмульсии и кислотного раствора составляет 0,74 м³.

Эмульсию продавливают в пласт при давлении (Р_к) ниже давления гидроразрыва пласта (Р_ГРП),

т.е. градиент Р_к< градиент Р_ГРП.

градиент Р_ГРП<Р_{ГРП/0,01 н}.

Если Р_ГРП неизвестно, то его определяют по формуле:

градиенты Р_ГРП=100(Р_ГСТ+0,008Н)/Н,

где Р_ГСТ - гидростатическое давление столба жидкости, МПа;

Н - глубина скважины, м.

P_ГСТ=ρg·H,

где ρ - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

g=9,81 м/с².

Давление закачки кислотного раствора определяется из условий залегания ачимовских отложений.

Пластовое давление Р_пл=55,0 МПа, глубина залегания Н=3600 м, давление опрессовки колонны Р=30,0 МПа, плотность жидкости, заполняющей скважину, ρ=1000 кг/м³.

В этом случае гидростатическое давление равно:

Р_ГСТ=ρ·g·Н=1000·9,81·3600=35,3 МПа.

Тогда градиент давления ГРП составит градиент Р_ГРП=100(Р_ГСТ+0,008Н)/Н=100(35,3+0,008·3600)/3600=1,8 МПа /100 м.

Если пластовое давление 55,0 МПа, то забойное давление во время нагнетания смеси кислот, представляющее сумму давлений: на устье 22,0 МПа и гидростатического - 57,3 МПа.

Градиент закачки эмульсии и кислотного раствора определяется по формуле:

градиент Р_к=Р₃/0,01Н₁=57,3/35,5=1,56 МПа /100 м,

где H₁ - середина интервала пласта, м;

Р₃ - давление закачки, МПа;

градиент Р_к< градиент Р_ГРП.

Эмульсия обеспечивает раскрытие трещин и первичную обработку стенок трещин кислотой. Закачкой эмульсии заявляемого состава перекрывается часть трещин, но остаются открытыми основные флюидопроводящие трещины. Карбоксиметилцеллюлоза, находящаяся в трещинах пласта, растворяется в соляной кислоте и не нарушает фильтрационную характеристику пласта. Окончательную кислотную обработку проводят раствором соляной и бензойной кислот. Увеличение радиуса проникновения данного кислотного раствора обеспечивает бензойная кислота. После закачки кислотного раствора скважину оставляют на реагирование на один час, а после реагирования скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Опыты по закачке раствора кислоты в образцы керна проводят по следующей методике.

Выбирают образцы керна, отобранного в трещинно-поровом коллекторе, в которых моделируется начальная нефтенасыщенность. Образец устанавливают в кернодержатель установки, где в пластовых условиях определяется расход по керосину и перепад давления.

На следующем этапе в образец закачивают утяжеленный буровой раствор, содержащий глинистую составляющую и утяжелитель. Давление закачки бурового раствора равно давлению репрессии, возникающему при вскрытии трещинно-порового коллектора. С целью определения степени кольматации образца буровым раствором с противоположной стороны образца закачивают керосин и определяют расход и перепад давления.

При отсутствии расхода или при его незначительных величинах в образец закачивают эмульсию в количестве 1-2 объема пор, которую замещают раствором соляной и бензойной кислот в количестве 2-3 объема пор. Оставляют образец на реагирование на один час.

После окончания реагирования раствор кислоты и продукты реакции удаляют из образца керосином при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при освоении скважины. Результаты экспериментов приводятся в таблице. Из результатов экспериментов следует, что после закачки бурового раствора в трещинно-поровый образец происходит кольматация образца и увеличение давления фильтрации керосина в 150 и более раз.

Поэтапная закачка эмульсии и кислотных растворов приводит к полной очистке системы проводящих трещин от кольматирующих компонентов и восстановлению фильтрационных свойств образцов.

Таблица
Результаты лабораторных экспериментов по оценке влияния проникновения кислотных растворов на образцы керна трещинно-порового коллектора
Месторождение, тип коллектора	Пористость, %	Первоначальные параметры опыта	После закачки утяжеленного бурового раствора	Состав эмульсии	После обработки кислотным раствором
	Расход керосина, м3/сек	Перепад давления, МПа	Расход керосина, м3/сек	Перепад давления, МПа		Расход керосина, м3/сек	Перепад давления, МПа
Ямбургское,						1 этап
трещинно-	10,5	2,3·10-6	0,002	2,4·10-6	0,47	20% HCl +2,5% КМЦ	2,2·10-6	0,0027
поровый						2 этап
						20% HCl +0,5% С6Н5СООН
Ямбургское,						1 этап
трещинно-	10,4	2,3·10-6	0,0025	2,3·10-6	0,30	20% HCl +2,5% КМЦ	2,4·10-6	0,002
поровый						2 этап
						20% HCl +0,5% С6Н5СООН

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку эмульсии и кислотного раствора, отличающийся тем, что используют эмульсию состава, мас.%:

Соляная кислота HCl 15-20%-ной концентрации	44,1 - 51,1
Карбоксиметилцеллюлоза КМЦ 1,5-2,0%-ной концентрации	1,5 - 2,5
Вода	46,4 - 54,4

и кислотный раствор состава, мас.%:

Соляная кислота HCl 15-20%-ной концентрации	34,5 - 56,6
Бензойная кислота C6H5COOH
0,25-0,5%-ной концентрации	0,25 - 0,5
Вода	42,9 - 62,25