Спосіб кислотної обробки заглинизованих пластів

Винахід відноситься до технології кислотної обробки свердловин і може бути застосований у нафтогазовидобувній галузі. Відомий спосіб кислотної обробки пластів, що включає нагнітання у пласт 8% розчину борофтористоводневої кислоти ("Нефтяное обозрение". - Осень 1996г. - Стр.20-25). Використання вказаної кислоти дозволяє розчинити глинисті компоненти продуктивних пластів, зв'язати пелітову частин у породи (більш ніж на 50% складається із частинок розміром менше 0,005мм), унеможливлює утворення водонерозчинного осаду кремнійфтористого калію, збільшує глибину обробки пласта за рахунок сповільненого характеру розчинення. Все це у комплексі забезпечує зростання проникності заглинизованих пластів і, відповідно, збільшення дебіту свердловини. Однак, вказаний спосіб має певні недоліки. По-перше, заглинизовані пласти у більшості випадків характеризуються низькою приймальністю, що спричиняє ускладнення під час нагнітання у будь-якому технологічному процесі. По-друге, борофтористоводнева кислота із-за низької швидкості розчинення породи не завжди забезпечує значне збільшення продуктивності свердловини і найбільш повне використання потенційних можливостей продуктивного пласта. В основу винаходу покладено завдання створення способу кислотної обробки заглинизованих пластів шляхом ведення додаткових інгредієнтів до кислотного розчину та додаткових технологічних операцій дії на продуктивний пласт, що забезпечить виключне розчинення глинистих компонентів по всьому об'єму зони обробки, збільшення проникності заглинизованих пластів та зв'язування пелітової частини продуктивного пласта і, тим самим, дозволить проводити ефективні кислотні обробки у заглинизованих пластах. Покладене завдання вирішується тим, що у способі кислотної обробки пластів, що включає нагнітання розчину борофтористоводневої кислоти, згідно з винаходом у пласт перед кислотною обробкою нагнітають підкислений соляною та фтористоводневою кислотою метанол, густина якого не менша густини притискувальної рідини, і освоюють свердловину відомими методами, а потім нагнітають розчин борофтористоводневої кислоти, який додатково містить метанол та поверхнево-активну речовину при наступних співвідношеннях компонентів, мас.%: борофтористоводнева кислота 5-15 метанол 10-40 поверхнево-активна речовина 0,1-3 вода решта, і витримують його у пласті протягом 1-3 годин, після чого свердловину знову освоюють. Якщо після проведення вищезазначених обробок дебіт збільшиться менше ніж у 1,5 рази, здійснюють додаткову обробку свердловини солянокислотним розчином. Використання запропонованого способу дозволяє проводити ефективну кислотну обробку у заглинизованих пластах за рахунок попереднього нагнітання у пласт підкисленого метанолу, а потім метанольного розчину борофтористоводневої кислоти та ПАР, що забезпечує виключне розчинення глинистих компонентів по всьому об'єму зони обробки і зв'язування пелітової частини продуктивного пласта, а у разі отримання низьких результатів від використання першого етапу здійснюють другий етап - додаткову обробку солянокислотним розчином, що забезпечує значне збільшення продуктивності свердловини. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: а) перед нагнітанням кислотного розчину у пласт нагнітають підкислений соляною та фтористоводневою кислотою метанол з густиною, що не менша густини притискувальної рідини; б) після нагнітання підкисленого метанолу свердловину зразу ж освоюють; в) розчин борофтористоводневої кислоти додатково містить метанол та поверхнево-активну речовину при наступному співвідношенні компонентів: 5-15% борофтористоводневої кислоти, 10-40% метанолу, 0,1-3% поверхнево-активної речовини та воду - решта (до 100%); г) якщо після проведення обробок підкисленим метанолом і метанольним розчином борофтористоводневої кислоти та ПАР дебіт збільшено не більше ніж у 1,5 рази, у свердловині додатково здійснюють солянокислотну обробку. Проведення ефективної кислотної обробки у заглинизованих колекторах досягається за рахунок здійснення двох етапів дії на продуктивний пласт. На першому етапі обробки у пласт нагнітають підкислений соляною та фтористоводневою кислотою метанол з густиною, що не менша густини притискувальної рідини, після чого свердловину зразу і ж освоюють. На другому етапі обробки у пласт нагнітають розчин борофтористоводневої кислоти (HBF4) із покращеною проникаючою здатністю. Проведення першого етапу дозволяє частково збільшити проникність продуктивного пласта перед проведенням основної кислотної обробки. Це досягається за рахунок наступних чинників. По-перше, метанол є достатньо леткою речовиною, що надає йому високої проникаючої здатності. За рахунок цього він може проникати у пори різного діаметра, зокрема малого, які є характерними для більшості заглинизованих пластів. У порових каналах метанол відбирає воду із набряклих глинистих матеріалів, що призводить до зменшення їх об'єму, при цьому діаметр порових каналів збільшується, що і забезпечує зростання проникності пласта. Крім того, метанол нагнітають не сам по собі, а в суміші з глинокислотою (соляною та фтористоводневою), яка, як відомо, здатна ефективно розчиняти глинисті компоненти породи. Для того, щоб кислотний компонент щонайменше впливав на проникаючу здатність метанолу, його вміст у останньому має бути не більше 10%. Але основним у визначенні концентрації глинокислоти є умова створення такої густини суміші, яка є більшою ніж густина протискувальної рідини (наприклад, нафти). Це пов'язано з необхідністю недопущення змішування підкисленого метанолу з протискувальною рідиною, а тим паче заміщення рідин. Пласти з низькою приймальністю повільно приймають рідину, тому для недопущення їх змішування густина підкисленого метанолу має бути хоча б на десять одиниць більшою за густину протискувальної рідини. В цьому випадку підкислений метанол буде завжди знаходитися на вибої свердловини, навіть у випадку зупинки. Вміст фтористоводневої кислоти у підкисленому метанолі не повинен перевищувати 3%, так як при більшій концентрації може спостерігатись інтенсивне утворення водонерозчинних компонентів та пелітової стр уктури (тонкодисперсної маси глинистих компонентів). Вміст соляної кислоти визначають необхідністю надання і метанолу необхідної густини (якщо ситуація дозволяє, то оптимально 3-8%). Оскільки фтористоводнева кислота нейтралізується практично миттєво під час фільтрації в пласт, то після нагнітання підкисленого метанолу свердловину необхідно зразу ж освоювати одним із відомих методів. Невчасне освоєння свердловини може не тільки зменшити досягнуте збільшення проникності пласта, а ще й погіршити її. Таким чином, нагнітання підкисленого метанолу з наступним освоєнням свердловини дозволяють на першому етапі обробки частково збільшити проникність заглинизованих пластів, що забезпечить проведення другого етапу обробки без ускладнень. Другий етап обробки полягає в нагнітанні у пласт кислотного розчину, що містить 5-15% борофтористоводневої кислоти, 10-40% метанолу, 0,1-3% поверхнево-активної речовини та воду (решта до 100%). Основою вказаного розчину є застосування борофтористоводневої кислоти. Її переваги полягають у наступному. По-перше, HBF4 є сповільнено діючою кислотою. За рахунок дисоціації кислоти у водному середовищі вона повільно делегує у розчин іони фтору, які взаємодіють з глинистими компонентами породи. При повній дисоціації борофтористоводневої кислоти у воді утворюються одна молекула борної кислоти та чотири молекули фтористоводневої кислоти. Оскільки цей процес відбувається повільно, то нейтралізація кислоти також йде повільно, а це, відповідно, забезпечує збільшення глибини обробки пласта кислотним розчином. Нейтралізація кислоти на відміну від глинокислоти відбувається не одразу ж під час нагнітання у пласт, а тільки через певний проміжок часу. Це, відповідно, забезпечує розчинення глинистих компонентів на певній відстані від стовбура свердловини, а не тільки у пристовбурній зоні привибійної зони. По-друге, вказана кислота не тільки не збільшує кількість пелітової частини, а навпаки здатна сполучати її з материнською структурою породи. А це, відповідно, призводить до відновлення проникності пласта та не допускає до її зниження за рахунок обмеження рухливості пелітової частини заглинизованих пластів. По-третє, застосування HBF4 не спричиняє утворення водонерозчинних компонентів продуктів взаємодії кислоти з породою. Для покращення проникнення кислоти у поровий простір низькопроникного колектора у її склад додатково вводять метанол та поверхнево-активну речовину. їх наявність покращує проникаючу здатність кислотного розчину у колектор, збільшує площу контакту кислотного розчину з породою, прискорює процес виносу продуктів взаємодії та освоєння свердловини після проведення кислотної обробки. Крім того, метанол та поверхнево-активна речовина кожна окремо можуть взаємодіяти з пластовими флюїдами та породою і покращувати е фективність обробки. Таким чином, суміш кислоти, метанолу та поверхнево-активної речовини дозволяє ефективно діяти на продуктивний пласт, що складається переважно із силікатних та глинистих компонентів. При цьому збільшення проникності досягається не тільки за рахунок розчинення глинистих компонентів, а й завдяки проникненню розчину у пори малого діаметра, які збільшуються за рахунок зменшення набухання глинистих компонентів. Оскільки борофтористоводнева кислота повільно генерує іони фтор у у розчин, то період витримування кислоти у пласті можна розширити. Лабораторними дослідженнями встановлено, що витримка кислоти у керні протягом однієї години призводить виключно до збільшення проникності. Витримка кислоти у керні протягом чотирьох годин призводить до стабілізації проникності на попередньому рівні або до зниження проникності пласта. Це свідчить про те, що чотирьохгодинна витримка HBF4 у продуктивному пласті є максимально можливою, тому оптимальним часом витримки є 1-3 години. Після завершення часу витримки свердловину освоюють одним із відомих методів (продувкою газом, заміною рідини на нафту, глибинним насосом). Наступний порядок проведення робіт залежить від результатів попередніх етапів. Так, експериментальні дослідження, проведені на взірцях гірських порід Рудівського родовища, показали, що максимальне збільшення проникності складає 171%. Необхідно відмітити, що використання глинокислоти дозволяє отримати значно кращі показники щодо збільшення проникності. Покращення умов взаємодії кислоти з породою призводить до зниження показників обробки, тому для певних реальних умов може скластись ситуація, коли збільшення дебіту після проведення кислотної обробки буде не настільки значним, щоб компенсувати витрати на проведення самої обробки. Тому у разі збільшення дебіту менше ніж у 1,5 рази здійснюють ще один етап дії на пласт. Так, для тих же умов встановлено, що наступне нагнітання солянокислотного розчину дозволяє додатково збільшити проникність взірців гірських порід ще на 30-60%. Пояснюється такий характер різним механізмом розчинення породи вказаними кислотами. Так, HBF4 в основному буде розчиняти глинисті компоненти, а соляна кислота розчиняє в основному тільки карбонатні компоненти, які відкрились після попередньої обробки. Як солянокислотний розчин використовують різні склади соляної кислоти, що містять необхідні додатки (наприклад, метанол або ПАР, або інші). Порядок проведення запропонованого способу полягає в наступному. Завчасно готують необхідні об'єми підкисленого метанолу та кислотного розчину, що містить 5-15% борофтористоводневої кислоти, 10-40% метанолу, 0,1-3% поверхнево-активної речовини. Для приготування підкисленого метанолу спочатку визначають, яка протискувальна рідина буде використовуватись під час обробки. Визначивши її густину, автоматично встановлюють густину підкисленого метанолу, а також концентрацію глинокислоти, яка необхідна для надання метанолу заданої густини. Після проведення підготовчих робіт розпочинають процес нагнітання у ліфт насосно-компресорних труб (НКТ) підкисленого метанолу, який потім протискують у пласт протискувальною рідиною. Після завершення процесу обробки свердловину зразу ж освоюють відомими методами. Кислотний розчин на основі борофтористоводневої кислоти нагнітають у пласт і витримують у ньому протягом 1-3 годин, після чого свердловину знову освоюють. По результатам освоєння свердловини або по результатам короткочасної експлуатації свердловини приймають рішення про зміну дебіту. Якщо збільшення дебіту не перевищує 150%, у свердловині додатково здійснюють солянокислотну обробку шля хом нагнітання розчину соляної кислоти з необхідними додатками. Для обробки вибирають свердловину, типову для нафтових родовищ. Продуктивний пласт представлений пісковиком, що додатково містить 12% глинистих компонентів та 2% карбонатних компонентів. Приймальність свердловини складає 52м 3/доб, що є низьким показником. Дебіт свердловини за рік експлуатації зменшився з 7,5м 3/доб до 2,4м 3/доб. Для відновлення та збільшення дебіту свердловини пропонується використання вказаного способу. Для визначення оптимального складу підкисленого метанолу визначають спочатку протискувальну рідину. Якщо використовують нафту з густиною 879кг/м 3, то, відповідно до способу, густина підкисленого метанолу має бути не менше 900кг/м 3, а підкислений метанол повинен містити 69% метанолу, 31% суміші соляної кислоти 30% концентрації та фтористоводневої кислоти 45% концентрації. Об'єм підкисленого метанолу повинен складати 6м 3, а об'єм кислотного розчину - не менше 6м 3 (наприклад 9м 3). Оптимальний склад кислотного розчину наступний: 10% HBF4, 10% метанолу та 2% неонолу. За 24 години до обробки розпочинають готува ти необхідні об'єми технологічних рідин. Після проведення підготовчих робіт нагнітають у колону НКТ 6м 3 підкисленого метанолу, який протискують у пласт нафтою з густиною 879 кг/мЗ, і освоюють свердловину відомими методами. Потім нагнітають у пласт 9м 3 кислотного розчину, що містить 10% HBF4, 10% метанолу та 2% неонолу (ПАР), який протискують легкою нафтою у пласт. Витримують розчин у пласті протягом 2 годин і знову освоюють свердловину. Після експлуатації свердловини протягом 2 тижнів збільшення дебіту нафти складало 210%. Таким чином, у даному випадку немає необхідності у додатковій солянокислотній обробці свердловини.