Спосіб кислотної обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти

Реферат: Спосіб кислотної обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти, включає послідовну обробку пласта водним розчином біфторид-фториду амонію та розчином оцтової кислоти. В свердловину послідовно закачують розчин оцтової кислоти, що містить, оцтову кислоту, комплексен, поверхнево-активну речовину, інгібітор корозії, воду; розчин оцтової кислоти та біфториду-фториду амонію, що містить, оцтову кислоту, біфторид-фторид амонію, комплексен, поверхнево-активну речовину, інгібітор корозії, воду - решта; та розчин оцтової та/або соляної кислот, що містить соляну та/або оцтову кислоту, інгібітор корозії, воду. UA 108935 U (12) UA 108935 U UA 108935 U 5 10 15 20 25 30 35 40 Корисна модель належить до газової та нафтової промисловості, а саме до способів кислотної обробки теригенних колекторів, що мають неоднорідні (змішані) пласти. Відомий спосіб обробки привибійної зони нафтогазоносного пласта глинокислотою [Яремійчук P., Возний В. Освоєння та дослідження свердловин. - Львів, 1994. - С. 440], згідно з яким у свердловину закачують розчин, що містить соляну кислоту 12 %, біфторид амонію 8 %, поверхнево-активну речовину (ПАР) ОП-7 0,1 %, інгібітор корозії катапін 0,3 %. Основним недоліком існуючого способу є неоднорідність обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти та відносно швидка нейтралізація соляної кислоти, як більш сильної кислоти в суміші, і, як наслідок, при збільшенні значення рН від 3 до 4 утворюються гелеподібні осади, внаслідок чого відбувається подальше забруднення пласта. Відомий спосіб обробки пластів глинокислотою [Качмар Ю.Д., Світлицький В.М., Синюк Б.Б, Яремійчук Р.С. Інтенсифікація припливу вуглеводнів у свердловину. - Львів: Центр Європи, 2004. - С. 260], згідно з яким для запобігання утворення нерозчинних осадів спочатку проводять кислотну обробку, а потім обробку глинокислотою. Недоліком даного способу є неоднорідність обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти. Внаслідок утворення зон з вищою проникністю під дією розчину соляної кислоти на карбонатні включення, карбонатні або глинисті прошарки, в подальшому розчин глинокислоти більш інтенсивно рухається по утворених більш проникних зонах, не проникаючи в менш проникні. Також, недоліком використання соляної кислоти для попередньої обробки, є її висока реакційна та корозійна активність, утворення осадів при контакті з пластовими флюїдами та гідрогелів тривалентного заліза, високий поверхневий натяг на межі з вуглеводневою фазою. Найбільш близьким аналогом є спосіб обробки привибійної зони свердловини (Патент України № 45542, МПК Е21В 43/27, публ 15.04.2004р.), який включає насичення привибійної зони пласта водою або водними розчинами солей, наприклад біфторид-фториду амонію, та наступне закачування неактивної суміші оцтової кислоти з органічним розчинником, якої в загальному об'ємі повинно бути не менше 30-50 %. Недоліком даного способу при обробці теригенних колекторів, в тому числі і колекторів, що мають змішані пласти, є неоднорідність обробки привибійної зони пласта. В основу корисної моделі поставлено задачу створити спосіб кислотної обробки теригенних колекторів, що мають неоднорідні пласти, в якому за рахунок послідовного закачування трьох кислотних розчинів з покращеними характеристиками, досягається рівномірна обробка всього проміжку продуктивного розрізу свердловин, видалення технологічних забруднень, внаслідок чого буде більш ефективною кислотна обробка, покращуються фільтраційні властивості привибійної зони пласта (ПЗП) та збільшиться продуктивність свердловини. Поставлена задача вирішується тим, що у способі кислотної обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти, який включає послідовну обробку пласта водним розчином біфторидфториду амонію та розчином оцтової кислоти, згідно з корисною моделлю, послідовно закачують розчин оцтової кислоти (розчин 1), розчин оцтової кислоти та біфторид-фториду амонію (розчин 2) та розчин оцтової та/або соляної кислот (розчин 3), при цьому до перших двох розчинів додають поверхнево-активну речовину (ПАР) та комплексон, при цьому всі розчини містять інгібітор корозії, при наступному співвідношенні компонентів, мас.: розчин 1 оцтова кислота 510 комплексон 0,52 ПАР 0,22 інгібітор корозії 0,51 вода решта, розчин 2 оцтова кислота 510 біфторид-фторид амонію 816 комплексон 0,52 ПАР 0,22 інгібітор корозії 0,51 вода решта, розчин 3 оцтова кислота та/або соляна кислота 710 інгібітор корозії 0,51 вода решта. 1 UA 108935 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Оцтова кислота як компонент кислотного розчину надає йому властивостей, що дозволяють використовувати реагент при високих температурах пласта від 105 до 120 °C, вона менш корозійноактивна ніж, наприклад, соляна кислота, проявляє властивості хорошого 3+ комплексоутворювача сполук заліза (Fe ) і вторинних осадів, проявляє мінімальну тенденцію до утворення нафтокислотних емульсій, має сповільнену швидкість реакції з породою пласта. Біфторид-фторид амонію NH4FHF+NH4F - це сіль, яку можна транспортувати в мішках з поліетилену, що вигідно відрізняє її від плавикової кислоти; менш небезпечний ніж HF, хоча також потребує захисних мір. Використання комплексону, наприклад нітрилотриметанфосфонової кислоти (НТФК), дозволить підтримувати утворені часточки колоїдних розчинів гідроксидів металів, кремнієвої кислоти у підвішеному стані, що сповільнить їх агрегацію та осідання у вигляді гелю. Як ПАР рекомендується використовувати катіонактивні, неіоногенні поверхнево-активні речовини, а також їх суміші, ПАР що мають деемульгуючі властивості, солестійкі ПАР. Підбір та використання ПАР речовин залежить від умов обробки ПЗП свердловини, наприклад наявності пластової води та її солоності, наявності асфальтосмолистих відкладень, необхідності пониження поверхневого натягу на межі порода/кислотний розчин, гідрофобізації породи, забезпечення якісного винесення забруднень з ПЗП та інше. Як інгібітор корозії використовують інгібітори кислотної корозії, наприклад: уротропін, катапін, КІ-1М. Соляну кислоту в розчині 3 використовують для процесу пептизації (процес зворотній коагуляції), тобто перетворення свіжоутвореного гелю в колоїдний стан (золь), а також для підтримання в обробленому просторі ПЗП кислого середовища в межах рН від 1 до 4. Суть полягає в тому, що процес утворення гелю із золю є зворотнім, що дозволяє провести розчинення уже утворених структур. Процесу пептизації краще піддаються свіжоутворені не ущільнені осади. Попереднє закачування розчину 1, що містить, мас %: оцтова кислота 510, НТФК 0,52, ПАР 0,22, інгібітор корозії 0,51, вода - решта, забезпечує, по-перше: рівномірне відтиснення флюїду в прошарках колектора, як водного так і вуглеводневого, так як розчин містить ПАР та органічну кислоту, які зменшують поверхневий натяг на межі гірська порода/кислотний розчин; по-друге: більш рівномірне проникнення кислотного розчину в теригенний колектор, який складається з прошарків з різною проникністю, за рахунок повільного реагування з карбонатними та глинистими включеннями, забрудненнями пласта та вмісту комплексоутворювача. Наступне закачування розчину 2, що містить, мас %: оцтова кислота 510; біфторид-фторид амонію 816, НТФК 0,52, ПАР 0,22, інгібітор корозії 0,51, вода - решта, сприятиме сповільненій дії фторид іонів на силікатні та глинисті складові теригенних порід, що одночасно, попередить випадання стійких осадів та сприятиме проникненню розчину в глиб пласта та більш рівномірному очищенню ПЗП. Закачування розчину 3, що містить, мас. %: соляна та/або оцтова кислота 710, інгібітор корозії 0,51, вода - решта, забезпечить підтримання рН розчину в привибійній зоні в межах до 14, що, у свою чергу, забезпечить руйнування утвореного гелю кремнієвої кислоти та сприятиме подальшому розчиненню вапнякових включень, розглинізації, розширенню фільтраційних каналів в глиб привибійної зони пласта, одночасно попереджуючи забруднення пристовбурної зони пласта. Таким чином, очищення пристовбурної зони пластів, збільшення фільтраційних можливостей колекторів по всьому розрізу продуктивного горизонту сприятиме збільшенню видобутку вуглеводнів. Оцтову кислоту виготовляють, згідно з ГОСТ 19814-74, соляну кислоту, згідно з ДСТУ 290494 (ГОСТ 857-95), біфторид-фторид амонію згідно ТУ 113-08-544-85, НТФК, згідно з ТУ 6-095283-86, як ПАР рекомендується використовувати, наприклад, ПАР "Сольпен-ЮТ" згідно з ТУ У 24.6-23913269-001, як інгібітор корозії, наприклад, інгібітор корозії КІ-1М, згідно з ТУ У 604689381.006-97. Для проведення лабораторних досліджень впливу розчинів 1, 2, 3 на породи, відібрані зразки карбонатних та теригенних порід, характеристики яких викладені в таблиці 1. В лабораторних дослідженнях визначали вплив на керн окремо кожного розчину та дослідження, що включали обробку керну розчином 2 та наступне промивання обробленого керну розчином 3, об'ємна кількість використаних розчинів була рівною, час післядії розчину 3 був в 10 раз меншим від основної дії розчину 2. Всі досліджувані зразки керну, перед просушуванням, стандартно промивали дистильованою водою, до появи в фільтраті нейтральних значень рН. Результати досліджень надані в таблиці 2. 2 UA 108935 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Дослідження з захисту металу від корозії наведені у таблиці 3. Результати лабораторних досліджень показали: по прототипу: сумісний плив суміші хімреагентів, які заявлені в способі на теригенні породи є незначним в межах 0,010,67 %, що можна пояснити присутністю органічного розчинника, який сповільнює реакцію компонентів кислотного розчину з породою та досить високою концентрацією оцтової кислоти - 22,535,0 % в суміші усіх хімічних речовин, що використовуються (в водному розчині вона ж є вдвічі більшою); для карбонатних колекторів або прошарків сумісний плив суміші хімреагентів, які заявлені в способі, є забруднюючим. По заявленому способу: дія суміші соляної та оцтової кислот (розчин 3) є максимальною на карбонатні породи та включення (процентна частка втрати ваги зразка карбонатного керну до 47,05 %), дія розчину оцтової кислоти (розчин 1) є більш помірною (відповідно 14,19 %). Дія суміші оцтової кислоти та біфториду-фториду амонію (розчин 2) в кислотних обробках теригенних порід є незначною (процентна частка втрати ваги зразка теригенного керну - біля 1 %), проте може спричинити забруднення після реакції з карбонатними включеннями, прошарками (на що вказує приріст ваги зразка карбонатного керну в межах 0,540,61 % зі знаком «-»). Поєднання використання добавок ПАР, комплексону та наступної післядії розчину соляної та оцтової кислот (розчин 3) сприяють очищенню породи від продуктів реакції. Результати лабораторних досліджень підтверджують рівномірну дію способу при поєднанні всіх кислотних розчинів на карбонатні та теригенні породи; можливість проведення кислотної обробки заявленим способом змішаних пластів, що сприятиме більш якісній обробці, попередить випадання утворених осадів. Використання інгібітора корозії в кількості 0,5-1 мас. % забезпечить захист обладнання, попередить утворення осадів окислів заліза, що відповідає аналогічній дії прототипу. Приклад здійснення способу. Вихідні дані свердловини: - Глибина свердловини: 3002 м; - Інтервал перфорації: 29352980 м; - Продуктивний горизонт: А-2а; прошарки пісковиків, доломітів та кам'яної солі. - Пластова температура: 79 °C; - Пластовий тиск: 5,5 МПа; - Експлуатаційна колона: 140 мм; - НКТ: 73 мм; Видобувні можливості свердловини: Qг=8 тис.м /добу, Qк=0,2 т/добу. Доставляють на свердловину всі необхідні реагенти, після чого готують кислотні розчини. Загальна кількість приготовлених розчинів, що нагнітається у пласт, вибирається зі 3 співвідношення 0,51,0 м на один метр товщини інтервалу перфорації продуктивних горизонтів, 3 3 3 3 наприклад 0,5м . Тоді загальний об'єм складатиме 22,5 м , із них розчин 1-7 м , розчин 2-7 м , 3 розчин 3-8,5 м . Після приготування відповідних розчинів, свердловину очищують від рідини, накопичених осадів та послідовно нагнітають у пласт 7 м розчину 1 (склад: оцтова кислота - 10 %, Сольпен 3 10Т - 1 %, НТФК - 1 %, вода - решта), 7 м розчину 2 (оцтова кислота -10 %, біфторид-фторид 3 амонію -12 %, Сольпен 10Т - 1 %, НТФК - 1 %, зії КІ-1М - 1 %, вода - решта), та 8,5 м розчину 3 (соляна кислота - 7 %, оцтова кислота - 3 %, КІ-1М - 1 %, вода - решта). Після закачування всіх кислотних розчинів у свердловину, їх продавлюють пластовою водою (рідиною продавлювання), яку закачують у трубний простір у відповідному об'ємі. Залишають свердловину на 1 годину, після чого свердловину освоюють. Таблиця 1 Керн Порода Керн №1 Алевроліт-вапняк Керн №2 Алевроліт вапнистий Пісковик світло-сірий, дрібнозернистий Керн №3 середньо-слабкозцементований Пісковик світло-сірий, дрібноКерн №4 середньозернистий середньоміцнозцементований 3 Карбонатність, % 63,5 8,84 Проникність, Пористість, -15 2 а*10 м % 0,69 1,18 0,22 3,04 3,01 18,1 15,1 0,95 0,78 5,29 UA 108935 U Таблиця 2 Процентна частка втрати ваги зразка керну, % №1 №2 №3 №4 Склад розчину обробки За прототипом Склад №1 оцтова кислота/ органічний розчинник (1:1)- 70 %; -0,23 5 %-ний водний розчин біфторид амонію - 30 % Склад №2 оцтова кислота/ органічний розчинник (1:1)- 45 %; -0,41 5 %-ний водний розчин біфторид амонію - 55 % Склад №3 оцтова кислота/ органічний розчинник (1:1)- 70 %; -0,38 20 %-ний водний розчин біфторид амонію - 30 % Склад №4 оцтова кислота/ органічний розчинник (1:1) - 45 %; -0,42 20 %-ний водний розчин біфторид амонію - 55 % Досліджуваний розчин 1 Склад 1 кислота оцтова - 10 %; НТФК- 0,5 %; 14,08 Сольпен 10Т - 1 %; КІ-1М - 0,5 %; вода - решта Склад 2 кислота оцтова - 10 %; НТФК - 2 %; 14,19 Сольпен 10Т - 1 %; КІ-1М - 1 %; вода - решта Досліджуваний розчин 2 Склад 1 кислота оцтова - 10 %; біфторид амонію-16 %; -0,61 НТФК- 0,5 %; Сольпен 10Т - 1 %; КІ-1М - 0,5 %; вода решта Склад 2 кислота оцтова - 10 %; біфторид амонію -16 %; -0,55 НТФК - 2 %; Сольпен 10Т -1 %; КІ-1М - 0,5 %; вода решта Склад 3 кислота оцтова - 10 %; біфторид амонію -16 %; НТФК - -0,54 2 %; Сольпен 10Т - 1 %; КИМ - 0,5 %; вода - решта Досліджуваний розчин 3 0,25 0,27 0,25 0,42 0,16 0,03 0,67 0,37 0,42 0,64 0,21 0,01 1,41 0,59 0,52 1,46 0,62 0,54 0,43 1,08 1,03 0,57 1,11 1,07 0,59 1,15 1,13 1,13 0,74 1,15 0,81 2,85 3,63 Склад 1 кислота соляна - 7 %; кислота оцтова - 3 %; 47,05 2,49 КІ-1М - 0,5 %; вода - решта Склад 2 кислота соляна - 7 %; кислота оцтова - 3 %; 46,26 2,36 КІ-1М - 1 %; вода - решта Досліджуваний розчин 2 з післядією розчином 3 Розчин 2 (склад 2) з після дією розчином 3 13,08 4 2,22 UA 108935 U Таблиця 3 Склад кислотного розчину Розчин 1 кислота оцтова - 10 %; Сольпен 10Т-1 %; НТФК- 1 %; вода - решта. Розчин 2 кислота оцтова - 10 %; біфторид амонію-16 %; Сольпен 10Т-1 %; НТФК- 1 %; вода - решта. Розчин 3 кислота соляна - 7 %; кислота оцтова - 3 %; вода - решта. Швидкість корозії сталі, г/м год. концентрація інгібітора КІ-1М, % Без інгібітору 0,4 0,5 1 4,52 3,21 2,31 1,90 4,33 2,89 1,98 1,67 259,69 27,72 3,85 1,95 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 10 Спосіб кислотної обробки теригенних колекторів, що мають змішані пласти, що включає послідовну обробку пласта водним розчином біфторид-фториду амонію та розчином оцтової кислоти, який відрізняється тим, що в свердловину послідовно закачують розчин оцтової кислоти, що містить, мас. %: оцтову кислоту 510, комплексен 0,52, поверхнево-активну речовину 0,22, інгібітор корозії 0,51, воду - решта; розчин оцтової кислоти та біфторидуфториду амонію, що містить, мас. %: оцтову кислоту 1015, біфторид-фторид амонію 816, комплексен 0,52, поверхнево-активну речовину 0,22, інгібітор корозії 0,51, воду - решта; та розчин оцтової та/або соляної кислот, що містить, мас. %: соляну та/або оцтову кислоту 710, інгібітор корозії 0,51, воду - решта. Комп’ютерна верстка М. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5