Спосіб обробки гідрофобних пластів

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до обробок свердловин поверхневоактивними речовинами. Відомий спосіб інтенсифікації видобутку нафти, що включає нагнітання розчину, що містить 2,25-9,0% алкілбензолсульфонатів з молекулярною вагою 450-550, 0,5-5,5% оксіалкілфенолів типу ОП-10 та вуглеводневий розчинник (решта до 100%). Як розчинник може використовуватися легка нафта, або газоконденсат, або дизпаливо (а.с. СРСР №1558087, Ε 21843/22, 1992р, Бюл. №38]. Застосування відомого способу дозволяє покращити розчинення асфальтосмолопарафінистих речовин (АСПР) та спричиняє до блокування водних каналів, що в цілому призводить до зростання дебіту свердловини для нафти. Однак вказаний спосіб має і деякі недоліки. По-перше, відомий розчин володіє недостатньою нафтовитисною здатністю в умовах присутності АСПР. По-друге, в умовах продуктивних пластів, що продукують одночасно і нафту, і воду застосування вказаного розчину взагалі неможливе, так як призведе до зниження проникності пласта, а відповідно і до зниження дебіту нафти. По-третє, використання вказаного способу у гідрофобних пластах пов’язано з певними ускладненнями при нагнітанні рідини із-за низької приймальності. Метою даного винаходу є створення способу обробки гідрофобних пластів, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективної обробки свердловини із гідрофобними пластами за рахунок покращення нафтовитисної та проникної здатності розчину та проведення обробки у пластах, які як одночасно, так і по різним пропласткам продукують нафту та воду. Це досягається тим, що спосіб обробки гідрофобних пластів, що включає нагнітання вуглеводневого розчину поверхнево-активної речовини, відрізняється тим, що вуглеводневий розчин поверхнево-активної речовини додатково містить 1-10мас. % метанолу або 1-3мас. % моноетаноламіну при вмісті 3-6мас. % поверхнево-активної речовини, решта конденсат або легка нафта, а як поверхнево-активну речовину використовують неіоногенну поверхнево-активну речовину, таку як жиринокс або ріпокс, при цьому нагнітання вказаного розчину здійснюють шляхом почергового виконання стадії нагнітання розчину та стадії капілярного насичення привибійної зони пласта. У свердловинах із вмістом асфальтосмолопарафінистих речовин у нафті більше 5% вказаний процес повторюють два - шість разів в рік. Для прискорення процесу нагнітання розчину у пласти з низькою приймальністю додатково використовують технічні засоби, наприклад, пакерні пристрої або вібро-хвильову дію. Суттєвими відмінностями запропонованого способу у порівнянні з відомим є: 1) як поверхнево-активна речовина використовується неіоногенна поверхнево-активна речовина, наприклад жиринокс або ріпокс при концентрації 3-6%; 2) вуглеводневий розчин додатково містить спирт, наприклад, метанол або моноетаноламін при концентрації 1-10%; 3) нагнітання розчину здійснюють насосним агрегатом шляхом почергового використання стадії закачування та стадії капілярного насичення привибійної зони, або додатково шляхом використання додаткових технічних засобів, що прискорюють процес проникнення розчину в пласт; 4) у свердловинах із вмістом асфальтосмолопарафінистих речовин у нафті більше 5% для повного відновлення початкової проникності продуктивного пласта вказаний процес повторюють два - шість разів. Використання запропонованого способу дозволяє здійснювати обробку у гідрофобних пластах, покращити нафтовитисну та проникаючу здатність розчину в пластах, що характеризуються відкладами АСПР, спрощує приготування розчину, дозволяє проводити обробки у пластах, що одночасно продукують воду і нафту. Покращення нафтовитисної здатності запропонованої рідини досягається як за рахунок довитиснення залишкової нафти, так і за рахунок розчинення АСПР. Вивчення нафтовитисної здатності рідин здійснювали за наступною методикою. Готували модель пласта шляхом наповнення скляної термостатуючої колонки дезінтегрованою гірською породою заданої фракції. Поступово насичували модель пласта моделлю пластової води, яку витисняли нафтою Битківського нафтового родовища - тим самим створювалася залишкова водонасиченість. Після цього витисняли нафту водою до повного припинення виносу нафти. Потім витисняли залишкову нафту досліджуваними розчинами, що складала 20,0% від порового об'єму моделі пласта. Дослідженнями встановлено, що запропонована рідина дозволяє витисняти 51-65% залишкової нафти. Приріст коефіцієнта витиснення залишкової нафти у порівнянні з відомою рідиною складає 17-30%. В той же час один лише конденсат здатний довитисняти тільки 8% залишкової нафти. Запропонована рідина краще розчиняє і асфальтосмолопарафінові відклади. Методика досліджень полягала в наступному. Взірці АСПР з Луквинського родовища, вагою 5,0г витримували у рідині при температурі 40°С протягом 24 годин. За зміною ваги взірця визначали розчинюючу здатність. Встановлено, що використання запропонованого розчину порівняно з відомим забезпечує покращення розчиняючої здатності з 32г/л до 37-44г/л. Таким чином, запропонована рідина завдяки кращій нафтовитисній та розчиняючій здатності дозволяє покращити винесення нафти із пласта, відновлювати проникність пласта при її блокуванні АСПР, ліквідовувати АСПР на поверхні підземного обладнання. Все це, відповідно, покращує роботу свердловини та забезпечує збільшення дебіту свердловини для видобутку нафти. На відміну від відомого запропонований розчин не утворює стабільних емульсій з пластовою водою, що дозволяє здійснювати обробку як нафтонасичених, так і обводнених пропластків. Зниження проникності пласта за рахунок блокування пласта емульсію не спостерігається, а навпаки - за рахунок деблокування пласта від АСПР відбуватиметься збільшення його проникності. Особливо ефективне використання запропонованого розчину у випадку комбінованих відкладів (суміш АСПР та води), так як спирт здатний розчиняти у своєму складі воду. Гідрофобні пласти характеризуються переважаючою здатністю насичуватись вуглеводнями, ніж водою. Величина насичення між двома рідинами може перевищувати 30%. Така особливість поверхні продуктивних пластів призводить до появи фільтрації під час руху вуглеводнів та унеможливлює її або знижує до низьких значень під час руху водних систем. Це означає, що використання більшості методів інтенсифікації, що основані на використанні водних систем для обробки гідрофобних пластів, пов'язане з ускладненнями під час їх нагнітання. Використання вуглеводневих систем для обробки таких пластів є переважаючим чинником. Для покращення проникнення таких систем у гідрофобні пласти необхідно визначити додаткові інгредієнти, що покращують характер насичення. Експериментальні дослідження по вивченню процесу насичення гідрофобних пластів (на прикладі взірців Анастасівського нафтового родовища) показали, що поверхнево-активні речовини не завжди можуть збільшити характер насичення на 2%, використання ж суміші поверхнево-активної речовини та спирту (метанолу або моноетаноламіну) забезпечує збільшення величини насичення взірця гасом на 2-5%. Таким чином, використання запропонованого розчину дозволяє покращити ступінь насичення гідрофобних пластів, але це не виключає виникнення ускладнень під час нагнітання розчину у пласт, особливо в початковий період. Тому можливі два варіанти нагнітання: шляхом капілярного насичення привибійної зони або шляхом використання додаткових те хнічних засобів, що прискорюють процес проникнення розчину в пласт. Перший варіант передбачає почергове нагнітання розчину насосним агрегатом з наступним періодом капілярного насичення привибійної зони вказаним розчином. У другому варіанті передбачається використання додаткових технічних засобів, що покращують процес проникнення розчину в пласт. Наприклад, використання пакера дозволяє підвищити тиск нагнітання розчину, що прискорює процес нагнітання. Також для цієї мети можуть бути використані технології віброхвильової дії, гідромоніторні насадки та інші технічні засоби. Жиринокс, який пропонується використовувати як неіоногенну поверхнево-активну речовину, отримують на основі оксиетилювання свинного жиру, а ріпокс являє собою неіоногенну поверхнево-активну речовину на основі оксиетилювання ріпакової олії. Концентрація ΗΠΑΡ у розчині повинна складати 3-6%, так як саме така концентрація забезпечує найкращі показники щодо витиснення залишкової нафти. Як вуглеводневий розчинник може бути використаний конденсат або легка нафта, що містить не більше 3% асфальтосмолопарафінистих речовин. Як спирт використовують метанол або моноетаноламін, причому концентрація метанолу у розчині складає 1-10%, а моноетаноламіну - 1-3%, оскільки при більшій концентрації спирту він відділяється у окрему фазу. Технологія використання запропонованого способу полягає в наступному. Завчасно готують необхідний об'єм розчину, що пропонується. При обробці продуктивних пластів з низькою приймальністю встановлюють в заданому інтервалі ванну із запропонованого розчину і періодично під тиском протискують його у пласт. Даний процес здійснюють до того часу, поки не з'явиться достатня приймальність. Після цього запропонований розчин нагнітають у продуктивний пласт. Під час обробки пластів з високою приймальністю запропонований розчин відразу нагнітають у пласт і ви тримують у ньому протягом 624 годин. Із встановлення ванни розпочинають процес обробки у свердловинах, які характеризуються інтенсивними відкладами АСПР на підземному обладнанні, при цьому запропонований розчин вимивають на поверхню або в затрубний простір свердловини. Якщо свердловина має високі показники фільтраційноємнісних властивостей, але низькі показниками приймальності, тоді для прискорення нагнітання розчину застосовують додаткові технічні засоби. Експериментальні дослідження показали, що використання запропонованого способу у пласта х з відкладами асфальто-смолопарафінистих речовин за один цикл нагнітання не забезпечує повного відновлення проникності, необхідно як мінімум два-три цикли нагнітання розчину та наступне освоєння свердловин. Тому в залежності від умов конкретної свердловини обробку запропонованим розчином здійснюють два-шість разів на рік. Технологія приготування вуглеводневого розчину, що використовується у запропонованому способі, полягає в наступному. У вуглеводневому розчиннику шляхом перемішування поступово розчиняють поверхнево-активну речовину та спирт. Приклад 1. В 96,0г (96,0мас.%) конденсату поступово розчиняють 3,0г (3,0мас.%) жириноксу та 1г (1мас%) метанолу. Приклад 2. В 92,0г (92,0мас.%) конденсату поступово розчиняють 5,0г (5,0мас.%) жириноксу та 3г (3мас.%) моноетаноламіну. Приклад 3. В 84,0г (84,0мас.%) легкої нафти поступово розчиняють 6,0г (6,0мас.%) ріпоксу та 10г (10мас.%) метанолу. Приклад здійснення способу. Для проведення обробки вибирають свердловину, типову для нафтових родовищ. Нафта, що видобувається із продуктивних пластів, містить 5% парафінів та 1,5% асфальтенів. В результаті проведеного капітального ремонту у свердловині відсутній приплив пластових флюїдів із-за попадання води у привибійну зону або випадання АСПР. Для відновлення продуктивності планується застосування запропонованого способу. Для відновлення проникності продуктивного пласта спочатку визначають склад та об'єм технологічного розчину. Оскільки однією із причин пониження проникності може бути попадання води, то оптимальним буде наступний склад розчину: 5% жириноксу, 10% метанолу та конденсат (решта до 100%). Оскільки приймальність свердловини практично рівна нулю, обробку свердловини розпочинають із нагнітання запропонованого розчину в зону продуктивного пласта і його подальшої витримки у вигляді ванни протягом 24 годин. Після цього розпочинають нагнітання розчину у пласт шляхом використання серійних насосних агрегатів. Тиск нагнітання при цьому різко зростає. Відповідно до цього зупиняють процес нагнітання розчину у пласт і залишають свердловину під тиском для капілярного просочування розчину. При зниженні тиску на 5080% знову розпочинають процес протиснення розчину у пласт. Вказаний цикл повторюють до повного відновлення проникності продуктивного пласта. Після нагнітання всього об'єму розчину витримують свердловину під тиском протягом 24-48 годин. Через 2-3 місяці повторюють обробку свердловини запропонованим способом.