Спосіб кислотної обробки призабійної зони нафтового пласта

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ Союз Советских Социалистических Республик К 898047 АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву — (22) Заявлено 14.03.80 (21)2895226/22-03 с присоединением заявки № — Государственным комитет 3 Е 21 В 43/22 (23) Приоритет — СССР Опубликовано 15.01.82. по делам изобретений и открытий Бюллетень № 2 Дата опубликования описания 25.01.82 (53) УДК 622.245. .52(088.8) О. Ф. Мартынцив, М. Ш. Кендис, В. Н. Глушенко, В. Т. Скляр, Б. И. Конышев, В. В. Бойко, В. Н. Марухнян, у В. Т. Букатчук и Л. Э. Мирзоян (72) Авторы изобретения (71) Заявители (51) М. Кл. Сектор нефтехимии Института физико-органической химии и углехимии АН Украинской ССР и Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности «УкргипроНИИНефты» (54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА I 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 [ I ] . Однако закачиваемые кислоты реагируют с породами нефтяного пласта только в призабойной зоне, кислотные растворы воз- to действуют только на высокопроницаемые интервалы пластов. Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта гидрофоб- \5 ными 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 проник 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 І 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 80Q0-9000 об/мин. В состав эмульсии вводят нефть или газоконденсат (25—?5°/о), пресную воду или минерализованную (25—75%), и эмульгатор (,2—3,5) от общего веса жидкости. В качестве эмульгаторов могут 898047 Коэффициент вытеснения увеличивается быть использованы дегидратированные по на 15%. лиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир Промывают модель, повторно насыщают триэтаноламина и карбоновых кислот дистилее нефтью и вытесняют нефгь водой. Сулированного таллового масла - - эмультал, щественного прироста коэффициента выи другие промышленные эмульгаторы, обестеснения не замечается, так как соотнопечивающие стабильность эмульсий в пласшение проницаемостей элементов почти не товых условий. изменилось. Проницаемость элементов ТКВ габл. 1 приведены основные эксплуа10 остается прежней, а элемента ТК-3 уветационные параметры эмульсий, приготовличилась незначительно - - до 13500 мД. ленных из нефти Речицкого месторождения, пластовой воды этого же месторождения Опыты по предлагаемому способу прово(плотность 1,16 гс/см3, эмульгаторов ЭС-2 дятся в следующей последовательности. и эмульгал. . Вытесняют нефть из модели водой до достижения 100% обводненности. Далее заВ лабораторных условиях проведены канчивают через выходную камеру гидросравнительные испытания известного и предфобную эмульсию до прорыва се к входлагаемого способов увеличении притока нефной камере. ти путем закачки нефтекислотных эмуль15 Состав эмульсии, вес. и / 0 : нефть 50; сий. пластовая вода 50; эмульгатор ЭС-2 2 от Испытания проводят на модели пласта, объема эксплуатации). Электростабильность состоящего из карбонатной породы (мраэмульсии составляет 270 В, пластическая мор) с трещиновато-порово-каверновой емвязкость 220 сП. кое гью. Связанная водонасыщенность заЗаканчивают 10%-ный раствор соляной нимает, в основном, поровую часть, нефтекислоты. Закачку кислотного раствора пронасыщенная -- трещинно-каверновую. водят до прорыва его к входной камере. Модель представляет собой соединенные После выдержки и окончания реакции с параллельно два изолированные элемента породой нефть вытесняют водой. Коэффипласта с общими входной и выходной кациент вытеснения увеличивается на 28%, мерами. Проницаемости составляющих элементов различаются примерно в 12 раз, что 25 что объясняется проникновением кислоты в менее проницаемые элементы модели изпозволяет смоделировать процесс вытесза повышенного сопротивления в высоконения из трещиноватого пласта с высокой проницаемом элементе, созданного гидростепенью неоднородности. фобной эмульсией. Основные характеристики модели и ее Промывают модель, повторно насыщают элементов приведены в табл. 2. 30 ее нефтью и вытесняют нефть водой. КоэфМоделью нефти служит смесь керосина фициент вытеснения увеличивается на 20% (40%) и дегазированной пластовой нефти за счет подключения в процессе вытеснеРечицкого месторождения (вязкость 2 сП). ния малопроницаемого элемента. После Начальная (связанная) водонасыщенность солянокислотной обработки малопроницаесоставляет около 11%. Опыты с использованием нефтекислотной 35 мого элемента его проницаемость возрестает до 3600 мД., т. е. отношение проницаеэмульсии проводят в следующей последомостей стает равным 3 (вместо 12). вательности. Как следует из результатов лабораторВытесняют нефть водой из модели ТК-14, ных испытаний, последовательная закачка при этом вытеснение происходит в основгидрофобной чмульсии и раствора соляной ном из высокопроницаемого элемента ТК-3. кислоты в условиях высокой зональной Коэффициент вытеснения (при 100% обводнеоднородности (трещи ноаатости) являетнении) не превышает 25%. Далее закачися более эффективной по сравнению с извают через выходную камеру нефгекислотвестным способом, поскольку при этом п-ро- • ную эмульсию до прорыва ее к входной исходит существенное (примерно в 4 раза) камере. Состав эмульсии: %, нефть 5; раствор 45 выравнивание фильтрационных свойств нефтенасыщенных толщин модели пласта. Анасоляной кислоты 50%-ной концентрации 10; логичные результаты получают при испольэмульгатор ЭС-2 2 от веса эмульсии). Вяззовании в качестве кислотных растворов кость эмульсии составляет 220 сП. смесей кислоты с плавиковой и уксусной Эмульсию прокачивают в основном по кислотами. высокопроницаемому элементу. После появления эмульсии у входной камеры про- 10 По результатам промысловых исследокачку прекращают до полного' окончания ваний использование предлагаемого спореакции кислоты с карбонатной породой соба позволяет примерно в 2 раза увеличить (мрамором). Об окончании реакции судят по сравнению с известным способом охват по прекращению выделения углекислого пласта по толщине и значительно увеличить газа. После этого вытесняют нефть водой. выход нефти. 898047 Т а б л и ц а 1 Электростабильность, В Пластическая вязкость при 20°С, сП Нефть-25, пластовая вода - 75, ЭС-2-0,2 140 580 Иефть-25, пластовая вода - 75, ЭС-2-3,5 220 1001000 Нефтъ-75, тшастовая вода - 25, ЭС-2-0,2 400 Нефть-75, пластовая вода - 25, ЭС-2-3,5 640 140 Нефть-50, пластовая вода - 50, ЗС-2-2 270 220 Нефть-50» пластовая вода - 75, эмультал-1 50 690 Нефть 50» пластовая вода - 50, эмультал-2 220 80 Состав эмульсии, вес. % Т а б л и ц а 2 Модель и ее Емкость (пористость), % Прони- Общий Размеры, см элементы цае общая блоков трешинова- мость, см3 то-кавер- мД новая Длина Шири- Толщина на Модель ТК-14 4 , 0 6 0 , 4 5 3,61 6200 82 47 19,5 , 2,2 Элемент (ТК-3) 3,34 0,42 2,92 32700 32 47 9,5 Элемент (ТК-10) 4,20 0,50 3,70 108 50 47 10,0 2,2 Формула изобретения Способ кислотной обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке раство- 50 ров кислот и гидрофобной эмульсии, отличающийся тим, что, с целью повышения зффективности нейтрализации и увеличения глубины проникновения кислотного раствора, гидрофобную эмульсию закачи- 55 вают перед закачкой кислоты. ВНИИПИ Заказ 11906/46 Филиал ППП «Патент», г 2,2 Источники информации, принятые во внимание при экспертизе і 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