Спосіб кислотної обробки привибійної зони пласта

1. Спосіб кислотної обробки привибійної зони пласта, що включає послідовне нагнітання у пласт блокуючого та обробляючого розчинів, до складу яких входять соляна кислота, який відрізняється тим, що як блокуючий розчин використовують суміш наступного складу, мас. %: Винахід відноситься до нафтогазової галузі, а саме до способів хімічної обробки привибійної зони пласта при інтенсифікації роботи видобувних нафтових та газових свердловин. За прототип прийнято спосіб кислотної обробки привибійної зони пласта, який включає послідовне нагнітання у пласт блокуючого та обробляючого розчинів, при якому як блокуючий розчин використовують суміш поліакріламіду І соляної кислоти, а як обробляючий - соляну кислоту Після цього в пласт протискують 15 - 50% водний розчин каустичної соди, який дозволяє розчинити осад поліакріламіду, в результаті чого проникність пласта повинна повністю відновитися. (Авт.св. СРСР №836340, кл. Е 21 В 43/27, 1981.]. Недоліком даного способу є його невисока ефективність, особливо гїри використанні для інтенсифікації видобувних свердловин, що пов'язано з неможливістю повного відновлення проникності частини розрізу, що частково блокувалась. Так, при заміні у гідролізованому поліакріламіді, що утворився в пласті після нагнітання туди каустичної соди, Іонів натрію на Іони лужноземельних металів, які завжди є наявними у пластовій воді, утворюються нерозчинні сполуки, що можуть стати причиною повної закупорки високопроникних прошарків. 15% соляна кислота Оцтова кислота Поверхнево-активна речовина (сульфанол) Інгібітор корозії (КИ-1) Вода 25-30 0,5-1 7-Ю 0,5-1 решта. 2. Спосіб за л.1, який відрізняється тим, що як оброблювальний кислотний розчин використовують суміш наступного складу, мас. %: * 18% соляна кислота 35 - 40 Оцтова кислота 0,5 -1 ПАР(ОП-Ю) 5-8 Інгібітор корозії (КИ-1) 0,5 - 1 Вода решта . В основу винаходу поставлено завдання створити такий спосіб кислотної обробки привибійної зони пласта, у якому шляхом заміни складу блокуючого та обробляючого розчинів досягається підвищення ефективності хімічної обробки і як наслідок підвищення продуктивності свердловини. Для вирішення завдання запропоновано спосіб кислотної обробки привибійної зони пласта, що включає послідовне нагнітання у пласт блокуючого та обробляючого розчинів, до складу яких входить соляна кислота, у якому, згідно з винаходом, як блокуючий розчин використовують суміш такого складу. мас%; 15 %-ка соляна кислота 25 -ЗО Оцтова кислота 0,5 *-1 ПАВ (сульфакол) 7-10 Інгібітор корозії (КИ-1) 0,5 - 1 Вода решта, а як обробляючий • суміш такого складу, мас.%: 18%-иа соляна кислота 35-40 Оцтова кислота 0,5-1 ПАВ(ОП-Ю) 5-8 Інгібітор корозії (КИ-1) 0,5 -1 Вода решта. Суть способу полягає в наступному. При за1 качуванні двухфазно' ' піни з аніоноактивним ПАР в водонасиченій (високопроникній) частині шару утворюється гель, який тампонує рух пластової во ю зг 39651 ди, тобто утворює водонепроникний екран. Наплітаючи вслід за цим водний розчин кислоти, вспінвний неіоногенними ПАР. не проникає в водонасичений прошарок, а проникає в нафтову частину, утворюючи при цьому нові канали, збільшуючи нафтопроБІДНІСТЬ І тим самим збільшуючи продуктивність видобувних свердловин, Приклад виконання способу. Із свердловини виймають глибинний насос, кабель (при експлуатації ЕЦН), штанги, спускають ліфт із насосно-компресорних труб до верхніх отворів інтервалу перфорації. На гирлі свердловини встановлюють обладнання для нагнітання в пласт спінених кислотних розчинів: насосний агрегат, компресор, ємності, аератор. Нагнітають соляну кислоту, спінену аніоноактивним ПАР (сульфанол), з концентрацією 1,5-2,0% по активному числу до об'єму кислотного розчину. Об'єм розчину бажано брати рівним 1,52,0 м 3 на 1 м інтервалу перфорації. Після чого нагнітають в пласт обробляючий розчин, спінений неіногенним ПАР (ОП-10), з концентрацією 0,5-0,8% по активному числу до об'єму водного кислотного розчина. Питомі витрати кислотного розчина не менше 0,8-1,2 м 3 на і м інтервалу перфорації. Для зменшення корозійної дії кислоти в кислотні розчини добавляють інгібітори корозГі. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. Використання нових хімічних реагентів; 2. Уніфікація блокуючого та кислотного розчину, а саме використання одних І тих самих кислот (в даному випадку соляної та оцтової'). Спосіб випробовували на нафтових свердловинах з різними товщинами робочого прошарку. Результати проведення робіт зведено в таблицю 1. Спінений аератором блокуючий розчин закачували в свердловину. При контакті суміші з пластовою водою утворюється гель, який продавлювали в водонасичену частину пласта. За рахунок більшої фазової проникності новоутворений гель тампонував цю частину І утворював непроникний екран для закачування обробляючого розчину. Приклади проведення кислотних обробок № п/п Товщи на прошарку, Блокуючий розчин Обробляючий розчин ч 1 2 3 Дебіт свердловини, т/сут. До обробки обробки ПІСЛЯ 4.5 15%-на соляна кислота, м 3 - 7 Оцтова кислота, м 3 0,5 Поверхнево-активна речовина (сульфанол - 70 кг), м 3 2 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 0,5 18%-на соляна кислота, м 3 - ЗО Оцтова кислота, м 3 1,5 Поверхнево-активна речовина (ОП-10), кг500 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 150 2,8 4,9 3,5 15%-на соляна кислота, м 3 - 6 Оцтова кислота, м э 0,3Поверхнево-активна речовина (сульфаноп • 66,3 кг), м 3 - 1,8 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 0,4 18%-на соляна кислота, м 3 - 27 Оцтова кислота, м 3 1,2 Поверхнево-активна речовина (ОП-10), кг300 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 100 3 5,7 г 15%-на соляна кислота, м 3 - 4,5 Оцтова кислота, м 3 0,15 Поверхнево-активна речовина 3 (сульфанол - 50 кг), м 1,4 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 0,2 18%-на соляна кислота, м 3 - 22 Оцтова кислота, м 3 1,0 Поверхнево-активна речовина (ОП-10), кг150 Інгібітор корозії (КИ-1), м 3 - 70 2.5 5,1 Тираж 50 екз. Відкрите акціонерне товариство «Патент» Україна, 88000, м. Ужгород, вул. Гагаріна, 101 {03122)3-72-89 (03122)2-57-03