Спосіб кислотної обробки продуктивних шарів

Спосіб кислотної обробки продуктивних шарів, що включає послідовне нагнітання у свердловину двох порцій кислотного розчину з добавками поверхнево-активних речовин, який відрізняється тим, що у першій порції як поверхнево-активна речови 28479 лотного розчину. Застосування у першій порції кислотного розчину суміші двох неіоногенних ПАР при концентрації 2,05%-27% забезпечує йому досить високу в'язкість. Відповідно в'язкість першої порції значно переважає в'язкість другої порції кислотного розчину, що містить тільки 0,1%-0,5% неіоногенної ПАР. При нагнітанні в'язких порцій у свердловину перша порція буде поглинатись, в більшості випадків, виключно найбільш проникними пропластками. Внаслідок цього в них буде створюватись високов'язкий бар'єр, який обмежуватиме поглинання другої низьков'язкої порції кислотного розчину. Відповідно низькопроникні пласти будуть оброблятись кислотним розчином. А це дозволить або збільшити видобуток з них пластових флюїдів, або взагалі їх підключити до розробки, якщо раніше вони не оброблялись. Окрім того, неіоногенні ПАР у суміші з кислотою не утворюють осаду, в пластови х умовах, що дозволяє в значній мірі покращити степінь відношення проникності пластів, що блокуються. Так, при застосуванні неіоногенних ПАР відбувається ізоляція пластів нерозчинним осадом (як у відомому способі), а зниження швидкості фільтрації кислотного розчину у високопроникний пласт. З часом проникність цих пластів відновлюється природнім шляхом. Так, для теригенних зразків з початковою проникністю (18-40)×10-3 мкм 2 коефіцієнт відновлення проникності після нагнітання запропонованого розчину складає 93,3%-190,8%. При використанні відомого розчину спостерігається зниження проникності зразків за рахунок утворення нерозчинного осаду при взаємодії аніонних ПАР з іонами кальцію та магнію. Так, для теригенних зразків з початковою проникністю (38,5-53,5)×10-3 мкм 2 коефіцієнт відновлення проникності складає 8,7%-28,4%. Тобто, застосування запропонованого розчину дозволяє в 3-10 раз збільшувати степінь відновлення проникності пластів, що блокуються. Збільшення концентрації суміші неіоногенних ПАР у першій порції кислотного розчину дозволяє також збільшити коефіцієнт витіснення залишкової нафти з порового простору привибійної зони у порівнянні з відомим розчином чи другою порцією кислотного розчину. Наприклад, збільшення вмісту синтанолу ДС-10 у 10% розчині НСІ з 0,5% до 15% збільшує коефіцієнт до витіснення залишкової нафти з 3,5% до 45%. Особливо цей процес посилюється при подальшому збільшенню концентрації неіоногенних ПАР або при використанні суміші двох НП АР при тому ж вмісті поверхнево-активної речовини у розчині. Використання як однієї поверхнево-активної речовини неіоногенної типу у суміші речовини з деемульгуючими властивостями дозволяє поряд з покращенням нафтовитісняючої здатності збільшити і деемульгуючі властивості суміші. Завдяки цьому досягається розклад водонафтової емульсії у привибійній зоні пласта, що спричиняє збільшення проникності пласта за рахунок звільнення частини порових каналів від емульсії та прискорення процесу витіснення емульсії за рахунок зниження її в'язкості в результаті розкладу емульсії на воду та нафту. Як ПАР неіоногенного типу з деемульгуючими властивостями можуть використовуватись і дисолвани, і деемульгатор ПР, і тому подібне. Найбільш оптимальним вмістом деемульгуючих ПАР у суміші 0,05-2%. Концентрація неіоногенних ПАР у першій порції кислотного розчину вибирається із умови, щоб вона забезпечувала в'язкість розчину, достатню для проведення запропонованого способу. При цьому вміст ПАР у кожному випадку буде конкретним, який залежить як від властивостей ПАР, що використовуються, так і від пластових умов. Як ПАР неіоногенного типу можуть використовуватись поверхнево-активні речовини, які здатні надавати кислотному розчину достатньо великої в'язкості. Це може бути і неонол АФ9-12, і ОП-10, і синтаноли, і стеарокси, і жиринокси, і барвоцели, та інші НПАР. Мінімальним вмістом ПАР у суміші є 2%. Так, в'язкість розчину, що містить 10% НСІ, 0,05% деемульгатора ПМ та 2% стеарокса - 920, рівна 1,7 мПа×с, що більше за в'язкість звичайного 10% розчину НСІ (1,2 мПа×с). Величина максимального вмісту П АР у розчину залежить тільки від можливості приготування запропонованих розчинів. Досвід показує, щр для більшості НПАР, що використовуються у нафтовидобутк у, виникають труднощі у приготуванні сумішей, де вміст ПАР перевищує 25%. Запропонований спосіб здійснюють наступним чином. Проводять підготовчі роботи, аналогічні для звичайних кислотних обробок. У двох ємностях готують дві порції кислотних розчинів. У першій ємності готують високов'язкий розчин кислоти, що містить 2%-25% НПАР та 0,05%-2% НПАР з деемульгуючими властивостями. У другій ємності готують малов'язкий розчин кислоти, що містить 0,1%-0,5% НПАР. Потім у свердловину послідовно нагнітають високов'язкий та малов'язкий кислотні розчини. При необхідності вказаний цикл повторюють декілька разів, Останню порцію соляної кислоти протискують у пласт протискувальною рідиною. Після цього зразу ж приступають до освоєння свердловини. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) як поверхнево-активна речовина у першій порції використовується суміш дво х поверхневоактивних речовин неіоногенного типу; 2) реагенти у першій порції кислотного розчину взяті при наступному співвідношенні компонентів: 0,5%-60% соляної, або фтористоводневої, або азотна, або фосфорна кислота, або їх суміш, 2%-25% неіоногенної поверхнево-активної речовини, 0,05%-2% неіоногенної повехнево-активної речовини з деемульгуючими властивостями та воду - решта 100%; 3) у другій порції кислотного розчину неіоногенна ПАР взята при концентрації 0,1%-0,5%. Порядок приготування запропонованих розчинів наступний. Приклад 1. У 71,9 г (71,9 мас. %) води послідовно розчиняють 25 г (25 мас. %) неонолу АФ912, 2 г (2 мас. %) деемульгатора ПМ та 1,1 г (0,5 мас. % HF і 0,6 мас. % води) 45% розчину фтористоводневої кислоти. Приклад 2. У 51,8 г (51,8 мас. %) води послідовно розчиняють 10 г (10 мас. %) синтанолу ДС10, 0,5 г (0,5 мас. %) дисолвану 4411, 33,3 г (10 мас. % HCL і 23,3 мас. % води) 30% розчину 2 28479 соляної кислоти та 4,4 г (2 мас. % HF і 2,4 мас.% води) 45% розчину фтористоводневої кислоти. Приклад 3. У 22,95 г (22,95 мас. %) води послідовно розчиняють 2 г (2 мас. %) барвоцелу, 0,05 г (0,05 мас. %) деемульгатора ПМ та 75 г (60 мас, % H3PO4 і 15 мас. % води) 80% розчину фосфорної кислоти. Приклад здійснення способу. Для проведення кислотної обробки вибираємо типову свердловину нафтового родовища. Попередніми дослідженнями встановлено, що перфорована товщина складає 55 м. В цьому інтервалі виділяються два пропластки з різною пористістю та проникністю. Порцію високов'язкої кислоти вибираємо із розрахунку 0,6 м 3 на 10 м перфорованої товщини, а малов'язкої кислоти - 1,2 м 3 на 10 м перфорованої товщини. Кількість циклів закачки будемо повторювати двічі. В першій ємності готуємо першу (високов'язку) порцію кислотного розчину, її об'єм відповідно складає 6,6 м 3, а компоненти взяті при наступному співвідношенні: 10% НСІ, 10% неонолу АФ 9-12, 0,5% деемульгатора ПМ та вода (решта до 100%). У другій ємності готуємо другу (малов'язку) порцію кислотного розчину, її об'єм відповідно складає 13,2 м 3, а компоненти взяті при наступному співвідношенні: 10% HCL, 0,3% неонола АФ9-12, вода решта до 100%. Після проведення підготовчих робіт у свердловину послідовно нагнітають 3,3 м 3 першої порції, 6,6 м 3 другої порції, 3,3 м 3 першої порції та 6,6 м 3 другої порції кислотних розчинів. Останню порцію кислотного розчину протискують у продуктивний інтервал пластовою водою. Після цього приступають до освоєння свердловини. __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2002 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 35 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 3