Спосіб обробки привибійної зони пласта

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до методів заводнення та обробок привибійної зони пласта (ПЗП) з використанням поверхнево-активних речовин. Відомий спосіб обробки ПЗП, що включає нагнітання у пласт 0,1% розчину, однієї поверхнево-активної речовини неіоногенного типу (Химические методы в процессах добычи нефти / Под. ред. Н.М. Эмануэля и Г.Е. Зайкова. - М.: Недра, 1987. - С.89 - 95). Завдяки дифузії неіоногенної ПАР (ОП-10) із водного розчину у нафту досягається пептизація асфальтенів, послаблюється взаємодія асфальтенів та смол, зникають аномалії в'язкості нафти, що призводить до зниження в'язкості пластової нафти та градієнта динамічного тиску зсуву нафти при її витісненні водою. А це в свою чергу покращує коефіцієнт витіснення нафти із пласта і з привибійної зони, в окремості, та збільшує текучий видобуток нафти із свердловини. Однак, вказаний спосіб має і деякі недоліки. Поперше, використання малоконцентрованих розчинів ПАР (0,1% розчин) у пластових умовах не є ефективним, що пов'язано із адсорбцією ПАР на поверхні породи (процес адсорбції йде паралельно з процесом дифузії). А це призводить до різкого зменшення концентрації ПАР у розчині, і відповідно долі ПАР у нафті, тобто розчин неіоногенної ПАР буде ефективним тільки на невеликій віддалі. По-друге, в умовах неоднорідних по проникності пластів використання 0,1% ОП-10 не забезпечує селективності дії - за рахунок низької в'язкості розчин проникає виключно у високопроникні пропластки, які містять незначні кількості плівкої та капельної нафти. Низькопроникні пропластки, які містять значно більші запаси нафти, при використанні такого способу є не задіяні обробкою. По-третє, окрім плівкової та капельної нафти у порових каналах також присутня і нафтоводяна емульсія, яка спричиняє значне зниження проникності пласта. А ОП 10 не забезпечує ефективного розкладу емульсії, так як володіє незначними деемульгуючими властивостями. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб обробки привибійної зони пласта, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних прийомів досягається проведення ефективної та більш глибокої обробки у видобувних свердловинах з асфальто-смолопарафінистою нафтою та пропластками різної проникності. Це досягається шляхом нагнітання розчину ПАР трьома порціями, при цьому вміст ПАР у першій порції складає 2 - 5%, у другій порції - 1 1,5%, а у третій порції - 0,1 - 0,5%, а між порціями нагнітають загущену пінну систему, а як поверхнево-активну речовину використовують суміш двох ПАР неіоногенного типу з деемульгатором. Використання запропонованого способу дозволяє проводити більш ефективну обробку на більшу глибину, діяти на різно-проникні пропластки неоднорідного по проникності розрізу свердловини, розкладати водонафтову емульсію, що присутня у привибійній зоні пласта. Так, проведення більш ефективної обробки пласта розчином ПАР досягається за рахунок використання 3 порцій розчину ПАР із різним вмістом суміші неіоногенних поверхнево-активних речовин. Перша порція містить 2 - 5% НПАР, друга - 1 - 1,5%, третя - 0,1 - 0,5%. Це пов'язано з наступним. Оскільки перша порція розчину ПАР проникає у пласт найдалі, то відповідно розхід поверхнево-активної речовини на перехід у нафтову фазу та на адсорбцію на поверхню порових каналів у ній буде найбільшим. З метою забезпечення ефективної роботи ПАР у віддаленій зоні привибійної зони вміст НПАР збільшується до 2 - 5%. Для середньої зони, де вже відбулась часткова адсорбція, концентрація НПАР зменшується і складає 1 - 1,5%. Для ближньої зони привибійної зони оптимальна концентрація НПАР складає 0,1 - 0,5%. Окрім того, для покращення дифузії поверхнево-активної речовини у нафтову фазу використовують суміш двох ПАР неіоногенного типу. Це пов'язано з наступним. По-перше, дифузія ПАР у нафтову фазу спостерігається тільки для неіоногенних ПАР. По-друге, композиція двох ПАР з різною хімічною будовою завжди є кращим, ніж їх використання по окремості. Оптимальним співвідношенням поверхнево-активних речовин у суміші є 1 : 1. Як НПАР можуть використовуватись ОП-10, неонол АФд-12, ОП-7, превоцел, синтанол, жирінокс, стеарокс та інші. Таким чином, використання трьох порцій розчину ПАР з різним вмістом суміші двох неіоногенних ПАР забезпечує приблизно однаковий вміст поверхнево-активної речовини у розчині як у ближній, так і в дальній зоні привибійної зони. А це відповідно забезпечує ефективну дифузію НПАР у нафтову фазу, що зменшує в'язкість асфальтосмоло-парафінистої нафти та градієнт тиску зсуву даної нафти при її витісненні водою. В кінцевому результаті видобуток нафти із свердловини збільшується. Селективність обробки в запропонованому способі досягається за рахунок нагнітання загущеної пінної системи між порціями НПАР з різним їх вмістом. Так, перша порція НПАР, із-за невисокої в'язкості розчину в умовах неоднорідного по проникності розрізу свердловини, проникає виключно у високопроникні пропластки. Невикористання пінної системи спричиняє до того, що і друга, і третя порції будуть проникати в ті ж високопроникні пропластки. За рахунок використання загущеної пінної системи буде спостерігатись відхилення потоку рідини в менш проникні, більш нафтонасичені пропластки. Завдяки цьому дифузія НПАР буде спостерігатись і в низькопроникних пластах, витіснення асфальтосмолопарафінистої нафти з яких завжди пов'язано з великими труднощами. Окрім того, зворотнє витіснення пінної системи із пласта у свердловину пов'язане з деяким сповільненням швидкості фільтрації, що дозволяє бути розчину НПАР більший час в контакті з нафтою, відповідно, більша частина НПАР перейде у нафту. Для приготування загущеної пінної системи використовують 0,5 - 1% водорозчинного полімера (наприклад. КМЦ, ПАА, біополімери) та 0,5% неіоногенної поверхнево-активної речовини та газову фазу (повітря, вуглеводневий газ високого тиску). Використання НПАР, як піноутворювача, збільшує кількість ПАР, що дифундує у нафту. Витіснення нафти водою в більшості випадків характеризується утворенням водонафтової емульсії, що в умовах привибійної зони спричиняє до зниження проникності і, відповідно, до зниження дебіту свердловини. Тому для покращення фільтрації нафти у привибійній зоні пласта необхідно розкладати водонафтову емульсію. З цією метою у склад суміші неіоногенних ПАР вводиться деемульгатор при концентрації, 0,05 - 0,5%. Як деемульгатор може використовуватись дисолван, СМТХ та інші поверхнево-активні речовини, що володіють деемульгуючими властивостями. Перевагу в цьому відношенні мають аніонактивні ПАР, так як вони не дифундують у нафтову фазу, а будуть витрачатись виключно для розкладу емульсії. Технологія проведення обробки по запропонованому способу містить наступне. Свердловину зупиняють на час проведення обробки. Після встановлення кругообігу рідини у свердловину послідовно нагнітають 2 - 5% розчин двох неіоногенних ПАР в суміші з деемульгатором, загущену пінну систему, 1 - 1,5% розчин двох неіоногенних ПАР в суміші з деемульгатором, загущену пінну систему, 0,1 - 0,5% розчин двох неіоногенних ПАР в суміші з деемульгатором та пластову воду. Залишають свердловину на 24 - 72 години для дифузії НПАР у нафту. Після цього свердловину освоюють. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) розчин НПАР нагнітається у свердловину трьома порціями; 2) вміст поверхнево-активної речовини у першій порції складає 2 - 5%, у другій - 1 - 1,5%, а у третій - 0,1 - 0,5%; 3) як поверхнево-активна речовина використовується суміш двох неіоногенних ПАР з деемульгатором; 4) між порціями розчину НПАР у свердловину нагнітають загущену пінну систему. Приклад здійснення способу. Для обробки вибираємо свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина свердловини 2460м, інтервал перфорації 2395 - 2440м, пластова температура - 62°C, нафта, що видобувається із свердловини, містить 24,5% асфальтосмолопарафінистих компонентів (тобто є високосмолистою нафтою). За 2 роки експлуатації дебіт свердловини по нафті зменшився з 6,2т/д до 0,5т/д. Для збільшення видобувних можливостей свердловини планується проведення обробки по запропонованому способу. Для проведення обробки у двох ємностях завчасно готують, наприклад, 10м3 суміші двох НПАР з деемульгатором та 6м3 загущеного розчину ПАР. Склад суміші НПАР з деемульгатором наступний: 1% ОП-7, 1% превоцела 6 - 12 та 0,5% СМТХ. Склад загущеного розчину ПАР наступний: 1% КМЦ-600 та 0,5% ОП7. Після проведення підготовчих робіт у свердловину нагнітають 5м3 2,5% розчину суміші ОП-7, превоцелу, СМТХ. Даний розчин протискують пінною системою, отриманою при взаємному нагнітанні 3м3 розчину ОП-7 та КМЦ з газовою фазою (вуглеводневий газ високого тиску). В цей час проводять розбавлення 2,5% розчину ПАР шляхом введення в її склад 5м3 прісної води. По закінченню процесу нагнітання пінної системи нагнітають у свердловину 5м3 1,25% розчину суміші НПАР. Даний розчин протискують у пласт знову пінною системою, отриманою при взаємному нагнітанні 3м3 розчину ОП-7 та КМЦ з газовою фазою. В цей час готують 0,42% розчин НПАР з деемульгатором шляхом розбавлення 1,25% розчину ПАР 10м3 води. По закінченню процесу нагнітання пінної системи закачують у пласт 15м3 0,42% розчину суміші ПАР. Останню порцію розчину ПАР протискують у пласт пластовою водою в об'ємі, достатнім для відтіснення розчину ПАР у пласт на глибину 0,5 1,0Ом. Залишають свердловину на 24 години для дифузії НПАР у нафту. Після цього свердловину освоюють.