Спосіб кислотної обробки продуктивних шарів

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до кислотних обробок свердловин. Відомий спосіб обробки привибійної зони шарів, який містить послідовне введення у продуктивні шари солярового розчину хлориду жирного зміна І розчину соляної кислоти з сумішшю тієї ж поверхнево-активної речовини [1]. Використання даного способу дозволяє зменшити швидкість корозії підземного обладнання і швидкість розчинення карбонатної породи у свердловинах з температурою в шарах від 100°С до 130°С. При цьому використання даного способу можливе тільки у свердловинах, що продукують безводну нафту. При наявності у продукції Свердловини води використання способу приводить до зниження ефективності кислотної обробки. Це пов'язано з несумісністю пластової води та екрануючої рідини, що приводить до Ізоляції водонасичених шарів. Крім того, ефективність даного способу у свердловинах з температурою до 100°С не є достатньо високою, що пов'язано з недостатньою сповільнюючою дією солярового розчину жирного аміну. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб кислотної обробки продуктивних шарів, в якому за рахунок використання нових реагентів досягається можливість збільшити глибину обробки як нафтових, так І обводнених пластів та зменшити швидкість корозії підземного обладнання. Це досягається шляхом використання о якості екрануючої рідини вуглеводневого розчину поверхневоактивної речовини такої як Інгібітори парафіновідкладень марки СНПХ-7201. СНПХ-7202, СНПХ-7214 або Інгібітори корозії типу "нафтохім", а в якості кислотного розчину використовується склад, що містить, ваг.%: 1020 соляної кислоти, 0,2-2 інгібітора корозії. 0,3-0,5 неіоногенної ПАР, 0,8-2,5 ефіру целюлози І воду до 100%. Збільшення глибини обробки шарів досягається за рахунок використання кислотних розчинів, що володіють сповільненою дією при порівнянні з відомими. Зниження швидкості розчинення карбонатної породи кислотним розчином досягається за рахунок використання у розчині, який містить соляну кислоту та інгібітор корозії, поверхнєво-активних речовин в окремості, чи у суміші з ефірами целюлози. Безпосередньо у привибійній зоні свердловини за рахунок адсорбції інгібітора на карбонатній породі досягається додаткове пониження швидкості розчинення СаСО3. Пониження швидкості корозії свердловинного обладнання досягається за рахунок утворення на колоні насосно-компресорних труб плівки із вуглеводневої рідини І поверхнево-активних речовин, а також за рахунок пониження корозійної активності кислотного розчину. Пониження швидкості корозії обладнання дозволяє зменшити вміст заліза у розчині. А це у свою чергу дозволяє збільшити ефективність обробки за рахунок того, що понижується кількість гідрооксиду заліза, котрий може випадати в осад. Утворення π лійки на поверхні НКТ пов'язано Із здатністю до адсорбції складових частин інгібіторів. Утворення вуглеводневої плівки на колоні НКТ дозволяє різко обмежити доступ до неї кислотного розчину, що у кінцевому підсумку приводить до пониження швидкості корозії. До зменшення корозійної активності може привести також використання таких кислотних розчинів, корозійна активність яких нижча при порівнянні Із звичайно застосованими. Для пониження корозійної активності у кислотний розчин додаються різні Інгібітори корозії. Додатково зменшити швидкість корозії дозволяє введення деяких хімічних речовин при визначених вмістах. Такими речовинами можуть бути поверхнево-активні речовини неіоногенного типу, наприклад, ОП-10, при концентрації 0,3-0,5% та ефіри целюлози при концентрації 0,8-2,5%. В якості ефірів целюлози можуть використовуватись гідрок- сіетилцелюлоза І оксіетил целюлоза. Технологія проведення кислотної обробки по запропонованому способу містить слідуюче. Свердловина зупиняється на час проведення обробки. Введення технологічних рідин у свердловину в залежності від температури Інтервалу обробки І деяких Інших особливостей можливе як по колоні НКТ, так 1 по затрубному просторі. Для здійснення цього відповідно поєднується нагнітальна лінія насосних агрегатів. Наприклад, введення буде здійснюватися по затрубному просторові. Для цього він заповнюється протискувальною рідиною (нафта, пластова вода та Ін.) до встановлення кругообігу рідини. Після виконання всіх підготівельних робіт у затрубний простір вводиться розчин ПАВ на вуглеводневій основі. Його обсяг вибириється з розрахунку 0,2-0,3 обсягу використовуваного кислотного розчину. Потім у свердловину вводиться кислотний розчин І протискувальна рідина. Свердловина залишається на реагування на певний час, після чого свердловина освоюється. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: -в якості екрануючої рідини використовується вуглеводневий розчин поверхнево-активних речовин (Інгібітор парафіновідкладепь: СНПХ-7201, СНПХ-7202, СНПХ-7214; реагент "нафтохім"); -в якості кислотного розчину використовується суміш, яка містить соляну кислоту (10-20%), Інгібітор корозії (0,2-0,4%). поверхнево-активна речовина неіоногенного типу (0,3-0,5%), ефір целюлози (0,0-2.5%) І воду -до 100%. Порядок приготування запропонованих кислотних розчинів наступний. Приклад 1. У 65,4 г (65.4 ваг.%) води, підігрітої до температури 60-70°C, розчиняється 0,8 г (0,8 ваг.%) Пдроксіетилцелюлози. Після охолодження у розчин полімера при перемішуванні послідовно додається 0,3 г (0,3 ваг.%) ОП-10, 0.2 г (0,2 ваг.%) катапіну КИ-1 та 33,3 г (10% НСІ І 23,3 ваг.% води) 30% розчину соляної кислоти (таблиця 1,ан. 3). Приклад 2. У 47,1 г (47,1 ваг.%) води, підігрітої до 60-70°С, розчиняється 1,5 г (1,5 ваг.%) гідроксіетилцелюлози. Після охолодження у розчин полімера при перемішуванні послідовно додається 0,4 г (0,4 ваг.%) ОП-10,1 г(1 ваг,%) катапіну КИ-1 та 50 г (15 ваг.% НСІ і 35 ваг.% води) 30% розчину соляної кислоти (таблиця 1, ан. 4). Приклад 3.У 28,3 г (28,3 ваг. %) води, підігрітої до 60-70°С, розчиняється 2,5 г (2,5 ваг.%) оксіетилцелюлози. Після охолодження у розчин полімера при перемішуванні послідовно додається 0,5 г (0,5 ваг.%)ОП-10 та 2 г (2 ваг.%) катапіну КИ-1 та 66,7 г (20 ваг.% НСІ і 46,7 ваг.% води) 30% розчину соляної кислоти (таблиця 1, ан.5). Послідовне введення у свердловину вуглеводневих розчинів ПАР і запропонованих кислотних розчинів дозволяє знизити швидкість корозії свердловинного обладнання І збільшити глибину обробки за рахунок зниження швидкості розчинення карбонатної породи. Дослідження, виконані при температурі 80°С, показали, що введення ОП-10 у 15% розчин НСІ, який вміщує 0,5% катапіну КИ-1, дозволяє знизити швидкість корозії сталі-45 з 38960 · 10-6г/м2 · хв (таблиця І.ан. 1) до 3094 · 10-6г/м2 · хв. Додаткове введення у розчин 0,8% гідроксіетилцелюлози дозволяє додатково знизити швидкість корозіїсталі-45 до 2216 · 10-6г/м2 · хв (таблиця 1. ан. 4). Дослідження показали, що використання запропонованих сумішей дозволяє знизити швидкість корозії сталі-45 до (503-3109) · 10-6 г/м2 хв. їх використання також знижує швидкість розчинення СаСО3 (крейди) до 4,5-8,6 г/м2 х сек (таблиця 1, ан.3-5) при порівнянні з відомими сумішами -53,1 г/м · с (таблиця 1, ан.1). Так, послідовне введення у 10% розчин НСІ 0,5% катапіну КИ-1, 0,3% ОП-10 і 0,8% ГЕЦ дозволяє знизити швидкість розчинення СаСО3 53,1 г/м2 · сек (аналіз 1) до 43,5 г/м2 · с 10,4 г/м2 · с 14,5 г/м2 · с Попереднє витримування зразка сталі-45 в екрануючій рідині дозволяє додатково знизити швидкість корозії та швидкість розчинення СаСОз. Так, використання Інгібіторів парафіновідкладів і запропонованих кислотних розчинів дозволяє знизити швидкість корозії з 29743 · 10"6 г/м2 · хв (таблиця2,ан.1)до(180-2457) · Ю^г/м2 · хв (таблиця 2, ан. 2-9). Швидкість розчинення СаСО3 при цьому знижується з 28,1 г/м2 · с (таблиця 2, ан. 1) до (0,5-10,7) г/м2 · с (таблиця 2, ан. 2-9). Слід проте відзначити, що для кожного з Інгібіторів необхідно підбирати найефективніший розчин з оптимальним, співвідношенням складників. Приклад здійснення способу. Для кислотної обробки вибираємо свердловину, типову для нафтових родовищ Прикарпаття. Вихідні дані: Основним технологічним параметром для розрахунку процесу являється обсяг кислотного розчину. Наприклад, нам необхідно ввести у свердловину 18 м3 кислотного розчину. Введення даного обсягу кислоти будемо здійснювати у два цикли по 9 м у кожному циклі. Обсяг екрануючої рідини вибираємо з розрахунку 0,20,3 обсягу використовуваного кислотного розчину. При цих умовах обсяг екрануючої рідини буде дорівнювати В якості кислотного розчину використовується суміш, яка містить 15% НСІ, 0,4% ОП-10. 1% катапіну КИ-1 та 1,5% гідроксіетилцелюлози. В якості екрануючої рідини використовується інгібітор парафіновідкладів СНПХ-7202. Протягом здійснення обробки у свердловину будуть послідовно введені 2,7 м3 СНПХ-7202, 9 м3 кислотного розчину, 2,7 м розчину СНПХ-7202 і 9 м кислотного розчину. Кислотний розчин витискається із свердловини у шари рідиною витіснення, обсяг якої визначається по формулі де r - радіус насосно-компресорних труб, м; R - радіус свердловини, м; h - глибина спуску НКТ, м; Η - величина інтервалу перфорації, м. Підставивши вихідні дані у формулу, отримаємо Обсяг рідини витіснення можна збільшувати чи зменшувати у залежності від теоретичних чи дослідних чинників.