Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ОП ИСАНИ Е

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик ()898047 (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 14.03.80 (21) 2895226/22-03 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет— (51) М. К .

Е 21 В 43/22

Гесударственнмй нвмлтет

СССР

Опубликовано 15.01.82. Бюллетень № 2

Дата опубликования описания 25.01.82 (53) УДК 622.245;.52 (088.8) но делам изобретений и атнрмтий

О. Ф. Мартынцив, М. Ш. Кендис, В. Н Глущенко, В. Т. Скляр, Б. И. Конышев, В. В. Бойко, В. Н. Мйрухнян, В. Т. Букатчуж и Л. Э. Мирзоян .. /

Сектор нефтехимии Института физико-органической,химии и угнехимии

АН Украинской CCP и Государственныи йaучao ледЬвате ьский и проектный институт нефтяной промышленно

«УкргипроНИИНефть» (72) Авторы изобретения (71) Заявители (54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из продуктивных пластов.

Известен способ увеличения притока нефти в добывающие скважины, основанный на закачке в нефтяные пласты водного раствора соляной кислоты и его смеси с плавиковой, уксусной и другими кислотами (lj.

Однако закачиваемые кислоты реагируют с породами нефтяного пласта только в призабойной зоне, кислотные растворы воздействуют только на высокопроницаемые интервалы пластов.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта гидрофобными эмульсиями, при котором в пласты закачивают растворы кислот и гидрофобную эмульсию. Способ позволяет замедлить скорость нейтрализации кислотного раствора при его закачке и тем самым увеличить глубину проникновения его в пласт (2) . 20

Недостатком этого способа является то, что при повторных обработках эффективность существенно снижается из-за проникt

2 новения гидрофобной эмульсии в одни и те же ранее обработанные интервалы.

Цель изобретения — повышение эффективности обработки призабойного нефтяного пласта за счет замедления реакции нейтрализации и увеличения глубины проникновения кислотного раствора.

Цель достигается тем, что гидрофобную эмульсию закачивают перед закачкой кислоты.

Вязкость эмульсии определяется коллекторскими свойствами и приемистостью пласта и ее регулируют изменением концентрации водной фазы и эмульгатора. Потребное количество эмульсии на 1 м мощности продуктивного пласта определяют по результатам промысловых исследований.

Гидрофобные эмульсии готовят на промысле с помощью специальных смесительный устройств, а в лабораторных условиях на смесительной установке типа «Воронеж-2 при скорости вращения вала мешалки 8000-9000 об/мин. В состав эмульсии вводят нефть или газоконденсат (25 — 75%), пресную воду или минерализованную (25 — 75%), и эмульгатор (,2 — 3,5) от общего веса жидкости. В качестве эмульгаторов могут

898047

3 быть использованы дегидратированные полиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир триэтаноламина и карбоновых кислот дистиллированного таллового масла — эмультал, и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условий.

В табл. 1 приведены основные эксплуатационные параметры эмульсий, приготовленных из нефти Речицкого месторождения, пластовой воды этого же месторождения (плотность 1,16 гс/см, эмульгаторов ЭС-2 и эмультал.

В лабораторных условиях проведены сравнительные испытания известного и предлагаемого способов увеличения притока нефти путем закачки нефтекислотных эмульсий.

Испытания проводят на модели пласта, состоящего из карбонатной породы (мрамор) с трещиновато-порово-каверновой емкостью. Связанная водонасыщенность занимает, в основном, поровую часть, нефтенасыщенная — трещинно-каверновую.

Модель представляет собой соединенные параллельно два изолированные элемента пласта с общими входной и выходной камерами. Проницаемости составляющих элементов различаются примерно в 12 раз, что позволяет смоделировать процесс вытеснения из трещиноватого пласта с высокой степенью неоднородности.

Основные характеристики модели и ее элементов приведены в табл. 2.

Моделью нефти служит смесь керосина (40%) и дегазированной пластовой нефти

Речицкого месторождения (вязкость 2 сП).

Начальная (связанная) водонасыщенность составляет около llo/о.

Опыты с использованием нефтекислотной эмульсии проводят в следуюшей последовательности.

Вытесняют нефть водой из модели ТК-14, при этом вытеснение происходит в основном из высокопроницаемого элемента ТК-З.

Коэффи циент вытеснения (при 100 /ц об воднении) не превышает 25 /р. Далее закачивают через выходную камеру нефтекислотную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии: /о, нефть 5; раствор соляной кислоты 50 /д-ной концентрации 10; эмульгатор ЭС-2 2 от веса эмульсии). Вязкость эмульсии составляет 220 сП.

Эмульсию прокачивают в основном по высокопроницаемому элементу. После появления эмульсии у входной камеры прокачку прекращают до полного окончания реакции кислоты с карбонатной породой (мрамором). Об окончании реакции судят по прекращению выделения углекислого газа. После этого вытесняют нефть водой.

S ю

26

30 э

49

Коэффициент вытеснения увеличивается на !5ю/с.

Промывают модель, повторно насыщают ее нефтью и вытесняют нефть водой. Существенного прироста коэффициента вытеснения не замечается, так как соотношение проницаемостей элементов почти не изменилось. Проницаемость элементов ТК10 остается прежней, а элемента ТК-3 увеличилась незначительно — до 13500 мД.

Опыты по предлагаемому способу проводятся в следующей последовательности.

Вытесняют нефть из модели водой до достижения 100 /o обводненности. Далее заканчивают через выходную камеру гидрофобную эмульсию до прорыва ее к входной камере.

Состав эмульсии, вес. /ц.. нефть 50; пластовая вода 50; эмульгатор ЭС-2 2 от объема эксплуатации) . Электростабильность эмульсии составляет 270 В, пластическая вязкость 220 сП.

Заканчивают 1О / -ный раствор соляной кислоты. Закачку кислотного раствора проводят до прорыва его к входной камере.

После выдержки и окончания реакции с породой нефть вытесняют водой. Коэффициент вытеснения увеличивается на 28 /р, что объясняется проникновением кислоты в менее проницаемые элементы модели изза повышенного сопротивления в высокопроницаемом элементе, созданного гидрофобной эмульсией.

Промывают модель, повторно насыщают ее нефтью и вытесняют нефть водой. Коэффициент вытеснения увеличивается на 20 /р за счет подключения в процессе вытеснения малопроницаемого элемента. После солянокислотной обработки малопроницаемого элемента его проницаемость возростает до Зб00 мД., т. е. отношение проницаемостей стает равным 3 (вместо 12).

Как следует из результатов лабораторных испытаний, последовательная закачка гидрофобной эмульсии и раствора соляной кислоты в условиях высокой зональной неоднородности (трещиноватости) является более эффективной по сравнению с известным способом, поскольку при этом ьроисходит существенное (примерно в 4 раза) выравнивание фильтрационных свойств нефтенасыщенных толщин модели пласта. Аналогичные результаты получают при использовании в качестве кислотных растворов смесей кислоты с плавиковой и уксусной кислотами.

По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позволяет примерно в 2 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и значительно увеличить выход нефти.

898047

Таблица 1

Электростабильность, В

Пластическая вязкость при 20 С, сП

75, 580

140

75, 1001000

220

400

640

140

220

270

690

150

180

220

Таблица 2

Емкость (пористость), 7.

Общий объем ь

Размеры, см

ПрониМодель и ее элементы цаемость общая блоков трещиновато-каверновая

Дли- ШириТолщина на на

Элемент (ТК-3 )

Элемент (ТК-10) 3 34 0 42 2 92

4, 20 0,50 3,70

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Логвинов Б. Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки.

Гостоптехиздат, 1951, с. 83 — 86.

2. Авторское свидетельство СССР № 607959, кл. Е 21 В 43/22, 1971 (прототип).

Тираж 623 Подписное

Ужгород, ул. Проектная, 4

Состав эмульсии, вес.7.

Нефть †, пластовая вода

ЭС-2-0,2

Нефть-25, пластовая вода

ЭС-2-3, 5

Нефть-75, пластовая вода — 25, ЭС-2-0,2

Нефть-75, пластовая вода — 25, ЭС-2-3,5

Нефть-50, пластовая вода — 50, ЭС вЂ” 2-2

Нефть-50, пластовая вода — 75, эмультал-1

Нефть 50, пластовая вода — 50, эмультал-2

Модель ТК-14 4,06 0,45 3,61

Формула изобретения

Способ кислотной обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке растворов кислот и гидрофобной эмульсии, отличаюи4ийся тем, что, с целью повышения эффективности нейтрализации и увеличения глубины проникновения кислотного раствора, гидрофобную эмульсию закачивают перед закачкой кислоты.

ВНИИПИ Заказ 11906 46

Филиал ППП «Патент», г.

6200 82 47 19,5 2,2

12700 32 47 9,5 2,2

108 50 47 10,0 2,2