Спосіб спиртокислотної обробки пластів

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до кислотних обробок свердловин і може бути застосований для збільшення ефективності кислотної обробки у свердловинах із низькою приймальністю та гідрофобними пластами. Відомий спосіб спиртокислотної обробки пластів, що включає нагнітання у пласт кислотної пінної системи, що містить 10-15% соляної кислоти, 3-5% фтористоводневої кислоти, 10-50% метанолу, 0,1-0,8% поверхневоактивної речовини (ПАР) та воду - решта до 100% (Шарипов A.M., Сабиров Х.Ш. Воздействие на призабойную зону скважин спиртокислотными пенами//Газовая промышленность. - 1983. - №5. - С.29-30). Використання метанолу в комплексі з ПАР (ОП-10 або превоцел) дозволяє покращити стабільність кислотної піни, при використанні якої покращується ефективність кислотних обробок газових та газоконденсатних свердловин. Однак, відомий спосіб має і деякі недоліки. По-перше, проведення вказаного способу у нафтови х свердловинах із низькою приймальністю або взагалі неможливе, або пов'язано з певними ускладненнями, що спричиняються нагнітанням структурованої пінної системи у пласти з низькою приймальністю. По-друге, у пластах із гідрофобними пластами проникнення кислотного розчину (що відноситься до водних систем) завжди пов'язане з труднощами: тільки частина порових каналів із-за низького насичення обробляється кислотою. В основу винаходу поставлено задачу створення способу спиртокислотної обробки пластів, в якому шляхом використання нових реагентів та зміни технологічних режимів забезпечується покращення процесу капілярного насичення привибійної зони та збільшення проникності пластів у свердловинах із низькою приймальністю або гідрофобними пластами. Поставлена задача вирішується тим, що у способі спиртокислотної обробки пластів, який включає нагнітання у пласт кислотного розчину, що містить соляну та/або фтористоводневу кислоту, метанол, поверхнево-активну речовину та воду, згідно з винаходом перед кислотним розчином у пласт додатково нагнітають суміш метанолу, поверхнево-активної речовини, гідроксиду натрію та води при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: поверхнево-активна речовина -0,5-5 гідроксид натрію -0,1-3 метанол -10-50 вода -решта. Застосування запропонованого способу дозволяє збільшити ефективність кислотної обробки у свердловинах із низькою приймальністю та гідрофобними пластами, покращити та прискорити процес капілярного насичення привибійної зони запропонованим розчином, частково збільшити проникність пластів перед проведенням кислотної обробки. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: перед кислотною обробкою у продуктивних пластах проводять капілярне насичення запропонованим розчином; як розчин використовують суміш 0,5-5% поверхнево-активної речовини, 0,1-3% гідроксиду натрію, 10-50% метанолу та води (решта до 100%). Проведення стандартної кислотної обробки у свердловинах з ускладненими умовами (низька приймальність, наявність гідрофобних пластів) завжди пов'язане з труднощами. По-перше, низька приймальність свердловини спричиняє до затягування часу нагнітання кислотного розчину в пласт. Довге витримування розчину під тиском призводить до зростання кількості заліза, що переходить у розчин, а при певних умовах може спричинити руйнування технологічного обладнання. При дуже малих значеннях приймальності здійснення кислотної обробки взагалі неможливе. У випадку гідрофобних пластів тільки частина порових каналів (в основному більшого діаметру) бере участь у процесі кислотної обробки. Кислотний розчин у порові канали малого діаметра практично не проникає із-за значної величини капілярних сил, які втримують там значну кількість вуглеводнів. Тому для нормального здійснення кислотної обробки необхідно створити у привибійній зоні пласта умови для покращеного проникнення розчину. Це досягається шляхом насичення продуктивного пласта сумішшю ПАР, гідроксиду натрію, метанолу та води. Використання даної суміші дозволяє забезпечити насичення гідрофобних пластів на рівні вуглеводнів. Так, із одного взірця породи Скороходівського родовища виготовлялись декілька кернів. Після їх відповідної підготовки здійснювалось насичення кернів різними розчинами природним шляхом. Встановлено, що при використанні очищеного гасу забезпечується насичення пороаих каналів в об'ємі 64,2% від всього порового об'єму. Для 2% розчину хлориду калію цей показник складає тільки 36,4%. Використання суміші 0,5% неонолу, 1% гідрооксиду натрію та 10% метанолу забезпечує насичення пор в об'ємі 58,8%. Тобто застосування запропонованого розчину дозволяє не тільки збільшити об'єм насичення порових каналів, а й прискорити даний процес. Капілярне насичення привибійної зони запропонованим розчином, який є спорідненим до кислотного розчину, дозволяє останньому швидше проникати в пласт. Це, відповідно, покращує сам процес кислотної обробки. Крім того, наявність гідроксиду натрію у розчині при певних умовах дозволяє також збільшува ти проникність пласта за рахунок розчинення або силікатних порід, або глинистих компонентів. Наявність метанолу, крім прискорення швидкості проникнення розчину, також дозволяє осушувати привибійну зону від води та прискорювати процес освоєння. Капілярне насичення привибійної зони запропонованим розчином перед кислотною дією може здійснюватись двома шляхами. Першу модифікацію проводять у свердловинах із доброю приймальністю. В цьому випадку у свердловину послідовно нагнітають розчин, що містить ПАР, гідрооксид натрію та метанол, і кислотний розчин, що містить соляну та/або фтористоводневу кислоту, ПАР і метанол. Другу модифікацію проводять у свердловинах із низькою приймальністю. В цьому випадку у свердловину нагнітають запропонований розчин, який протискують у пласт протискувальною рідиною, що по густині менша, ніж розчин. Сам процес капілярного насичення можна здійснювати шляхом почергового нагнітання розчину насосним агрегатом та витримкою свердловини під тиском. Характер процесу визначається конкретними геолого-промисловими умовами свердловини і його здійснюють до тих пір, поки не відбудеться збільшення приймальності свердловини. Після цього у пласт протискують кислотний розчин. В якості поверхнево-активної речовини у запропонованому розчині можуть використовуватись неіоногенні поверхнево-активні речовини такі як неонол, жиринокс, превоцел, ріпокс та інші і аніонактивні ПАР такі як сульфонол, нафтові сульфонати. Вміст поверхнево-активної речовини у розчині має складати 0,5-5%. При цьому для нормальних свердловин оптимальний вміст ПАР повинен складати 0,5-2%. Для свердловин, ускладнених відкладами асфальтосмолопарафінистих речовин та для пластів з високою проникністю вміст ПАР пропонується використовувати в межах 2-5%. Приготування запропонованого розчину полягає в наступному. У прісній воді послідовно розчиняють необхідні об'єми метанолу, поверхнево-активної речовини та гідроксиду натрію. Приклад здійснення способу. Для проведення спиртокислотної обробки по запропонованій технології вибирають свердловину, типову для Скороходівського родовища. Досвід попередніх кислотних обробок показує, що у продуктивний пласт вдавалось максимально закачати до 3м 3 кислотного розчину. Це свідчить про те, що проведення стандартної кислотної обробки проходить з ускладненнями, а тому необхідно перед обробкою частково збільшити поникність привибійної зони. Для здійснення запропонованої технології спочатку планують об'єми технологічних рідин. Оскільки продуктивний пласт приймає не більше 3 м 3 рідини, то для першої обробки об'єм спиртокислотного розчину повинен складати 6м 3. Із наявних в нафтогазовидобувному управлінні "Чернігівнафтогаз" ВАТ "Укрнафта" реагентів оптимальний склад спиртокислотного розчину наступний: 10% соляної кислоти, 3% фтористоводневої кислоти, 1% неонолу АФ9 - 12 та 20% метанолу. Відповідно, об'єм розчину, що попередньо нагнітають у пласт, повинен складати не менше 6м 3 (наприклад, 8м 3). Відповідно, готують 8м 3 суміші, що містить 1% неонолу АФ9 - 12,2% гідроксиду натрію, 20% метанолу та воду. Попередні дослідження свердловини показали, що її приймальність має величину, яку можна віднести до низьких значень. Відповідно до цього у свердловину нагнітають 8м 3 суміші на основі неонолу, метанолу та лугу і протискують його у продуктивний пласт нафтою. Сам процес нагнітання чергують шляхом нагнітання порції суміші до зростання тиску нагнітання до тиску опресування експлуатаційної колони. Після цього свердловину залишають під тиском. При зниженні тиску на 50-80% знову відновлюють нагнітання суміші насосним агрегатом. Такий процес повторюють до повного нагнітання суміші у пласт. Після цього нафту у свердловині заміщають 6м 3 спиртокислотного розчину, який протискують у продуктивний пласт або нафтою, або пластовою водою. Експериментальні дослідження по капілярному насиченню природних гідрофобних взірців запропонованим складом показали, що ступінь насичення взірця на 50% досягається за перші 2 години, а максимальне капілярне насичення (65%-75%) - приблизно за 12 годин. Тому час витримки свердловини для ефективного насичення привибійної зони має бути від 2 до 12 годин, після чого її освоюють.