Спосіб обробки низькопроникних пластів

Спосіб обробки низькопроникних пластів, що включає нагнітання у свердловину лужного та кислотного розчинів, який відрізняється тим, що між лужним та кислотним розчином у пласт додатково нагнітають склад, що містить, мас.%: 28762 трію. Оскільки низькопроникний пласт характеризується низькими значеннями приймальності перед проведенням обробки і відповідно нагнітання розчину в пласт неможливе або пов'язане з великими ускладненнями, то процес дії розпочинають із встановлення в зоні продуктивних пластів лужної ванни. За рахунок капілярної пропитки розчин гідрооксиду натрію буде поступово проникати у пристовбурну зону пласта і частково збільшувати її проникність. Це пов'язано в основному із дією лужного розчину на природні та привнесені глинисті матеріали породи. При пластових температурах до 100°С збільшення проникності досягається за рахунок зменшення набухання глинистих частинок та часткового розчинення глинистого цементу. Зменшення набухання призводить до зменшення об'єму глинистих частинок, що збільшує діаметр порових каналів у випадку природних глинистих матеріалів і дозволяє виносити глинисті частинки із пласта у випадку привнесених глинистих матеріалів. Розчинення глинистого цементу дозволяє збільшити прохідний діаметр порових каналів, дезінтеграцію та виніс глинистих частинок. При пластовій температурі вище 100°С гідрооксид натрію також здатний розчиняти і пісковики, що складають основну частину гірських порід. Цей процес спостерігається і при низьких температурах, однак, він майже не впливає на збільшення проникності пластів, так як взаємодія йде дуже повільно. Завдяки вказаним чинникам проникність пристовбурної частини пласта після проведення лужної ванни збільшується, що дозволяє на послідуючій стадії провести нагнітання технологічних рідин під тиском у продуктивний пласт. Важливим фактором, що впливає на ефективність проведення лужної ванни, є час витримки розчину лугу на вибої свердловини: чим більший час витримки, тим глибше проникає розчин лугу в пласт. Оскільки швидкість дифузії є величина невелика, то обробка пласта на значну глибину займає багато часу. А тому найбільш оптимальним часом витримки є 12-72 години. На другому етапі у свердловину нагнітають розчин, що містить 5-40% соляної кислоти 20-35% концентрації, 1-5% неіоногенної поверхневоактивної речовини та метанол (решта до 100%). Застосування запропонованого складу дозволяє полегшити його проникнення у пласт, зменшити набухання глинистих компонентів, зменшити в'язкість нафти, відмивати асфальтосмолопарафінисті відклади на поверхні порових каналів, розчиняти кислоторозчинні компоненти породи. Так, полегшення проникнення розчину в пласт досягається за рахунок спільного використання метанолу та неіоногенної ПАР, які забезпечують значне зниження поверхневого натягу на кордоні: кислотний розчин - нафта. Завдяки цьому розчин здатний проникати у порові канали малого діаметру, що забезпечує збільшення їх проникності та відповідно проникності всього низькопроникного пласта. Метанол, проникаючи у пласти, що містять глину, здатний відбирати воду від неї, що призводить до зменшення набухання глинистих компонентів пласта. Використання неіоногенної ПАР при 1-5% вмісту забезпечує як відмивання АСПВ, так і зниження в'язкості нафти. Це досягається завдяки здатності НПАР концентруватись на кордоні розподілу фаз та переходу у вуглеводневу фазу. Наявність у складі розчину соляної кислоти при 1-14% вмісту забезпечує зростання проникності пласта за рахунок розчинення кислоторозчинних компонентів породи. При цьому вміст кислоти у запропонованому розчині залежить від проникності пласта, що обробляється. Для уникнення ускладнень в процесі нагнітання розчину в пласт кількість соляної кислоти повинна зменшуватись із зниженням початкової проникності пласта. Враховуючи всі вищевикладені чинники, можна побачити, що нагнітання на другому етапі запропонованого розчину дозволяє збільшити проникність низькопроникного пласта на значно більшій віддалі від стовбура свердловини, ніж у випадку проведення першого етапу. Наступне збільшення проникності низькопроникних та закольматованих пластів досягається за рахунок використання суміші концентрованих соляної та фтористоводневої кислот. За рахунок наявності фтористоводневої кислоти відбувається розчинення кремнійвміщуючих компонентів породи. Окрім того, використання концентрованих кислот зменшує долю води, що нагнітається у глинисті пласти, а це відповідно не дає глинам повторно набухати. Таким чином, проведення запропонованого способу дозволяє поетапно (в три цикли) збільшувати проникність низькопроникних пластів, що відповідно призведе до зростання видобутку пластових флюїдів (нафти та газу). Технологія проведення обробки по запропонованому способу містить наступне. Свердловина зупиняється на час проведення обробки. Проводяться необхідні підготовчі роботи. Після встановлення кругообігу рідини у свердловині в інтервалі перфорації встановлюють лужну ванну із 20-40% розчину гідрооксиду натрію. Час її витримки складає 12-72 години. По закінченню лужний розчин та продукти взаємодії виносяться на поверхню, що дозволяє уникнути повторного деблокування пластів. Паралельно з цим на поверхні готують необхідний об'єм спиртокислотного розчину, що містить 5-40% соляної кислоти, 1-5% НПАР та метанол. Після закінчення процесу освоєння при максимально можливому тиску нагнітають у пласт вказаний розчин. Витримують його там протягом 2-4 годин для дифузії НПАР у нафту. По завершенню цього процесу нагнітають у пласт глинокислотний розчин, що містить 90-99% HCL та 1-10% HF. Після витримки кислотного розчину на реагування свердловину освоюють і пускають в експлуатацію. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. Додаткове нагнітання між лужним, та кислотним розчином суміші, що містить 5-40% соляної кислоти 20-35% концентрації, 1-5% неіоногенної поверхнево-активної речовини та метанол - решта до 100%. 2. Як лужний розчин використовують 20-40% розчин гідрооксиду натрію, який встановлюють у вигляді лужної ванни з витримкою не менше 12 годин. З. Як кислотний розчин використовують склад, що містить 90-99% соляної кислоти 20-35% концентрації та 1-10% фтористоводневої кислоти 30-45% концентрації. 2 28762 4. Нагнітання вказаних розчинів проводять послідовно. Порядок приготування запропонованих розчинів наступний. Приклад 1 У 94 гр (94 мас.%) метанолу послідовно розчиняють 1 гр (1 мас.%) неонолу АФ9-12 та 5 гр (5 мас.%) 20% розчину соляної кислоти. Приклад 2 У 78 гр (78 мас.%) метанолу послідовно розчиняють 2 гр (2 мас.%) ОП-10 та 20 гр (20 мас.%) 27% розчину соляної кислоти. Приклад 3 У 55 гр (55 мас.%) метанолу послідовно розчиняють 5 гр (5 мас.%) синтанолу ДС-10 та 40 гр (40 мас.%) 35% розчину соляної кислоти. Приклад 4 У 90 гр (90 мас.%) 20% розчину соляної кислоти при перемішуванні розчиняють 10 гр (10 мас.%) 30% розчину фтористоводневої кислоти. Приклад 5 У 95 гр (95 мас.%) 27% розчину соляної кислоти при перемішуванні розчиняють 5 гр (5 мас.%) 45% розчину фтористоводневої кислоти. Приклад 6 У 99 гр (99 мас.%) 35% розчину соляної кислоти при перемішуванні розчиняють 1 гр (1 мас.%) 45% розчину фтористоводневої кислоти. Приклад здійснення способу. Для проведення запропонованого способу вибираємо свердловину, типову для нафтових свердловин. Вихідні дані: глибина свердловини – 2460 м, інтервал перфорації - 2365-2440 м, експлуатаційна колона діаметром 146 мм, НКТ діаметром 73 мм опущені на глибину 2360 м. За 2 роки експлуатації дебіт свердловини знизився з 8,5 т/доб до 1,1 т/доб, що свідчить про забруднення продуктивного пласта. Для проведення обробки по запропонованій технології визначаємось з об'ємами та складом технологічних рідин. Як лужний розчин використовуємо 20% розчин гідрооксиду натрію. Його об'єм повинен складати об'єм експлуатаційної колони в інтервалі перфорації та деякий запасний об'єм. Враховуючи все це, приймаємо за необхідний об'єм - 1,5 м3. Склад другої порції вибираємо таким чином: 20% розчину соляної кислоти 27% концентрації, 2% неонолу АФ9-12, метанол - решта до 100%. Об'єм другої порції повинен складати не менше 3 м3. Як глинокислотний розчин використовуємо суміш, що містить 95% розчину соляної кислоти 27% концентрації та 5% розчину фтористоводневої кислоти 45% концентрації, в об'ємі 6 м3. Після проведення всіх необхідних підготовчих робіт у свердловині встановлюють лужну ванну із 20% розчину гідрооксиду натрію в об'ємі 1,5 м3. Витримують його там 48 годин, після чого розчин вимивають на поверхню. Закачують у пласт 3 м3 солянокислого розчину метанолу з ПАР і витримують його там 2 години. Після цього у пласт нагнітають 6 м3 глинокислотного розчину. Витримавши свердловину на реагування, її освоюють одним із відомих способів. __________________________________________________________ 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 34 прим. Зам._______ __________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 __________________________________________________________ 3