Спосіб дії на привибійну зону свердловини

Спосіб дії на привибійну зону свердловини, що включає нагнітання розчину, що містить вологопоглинач, неіоногенну поверхнево-активну речовину та воду, який відрізняється тим, що розчин додатково містить поверхнево-активну речовину з деемульгуючими властивостями при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: 30380 поверхнево-активна речовина з де0,1-2 емульгуючими властивостями вода 0,1-50 вологопоглинач решта, а його протиснення у пласт здійснюють складом, що містить компоненти у наступному співвідношенні, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина 0,1-1 поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями 0,1-0,5 вода або нафта решта, після чого свердловину залишають під тиском на реагування не менше як на 24 години, при цьому як поглинач використовують або метанол, або ізопропанол, або ацетон, або гліколі. Використання запропонованого способу дозволяє покращити нафтовитісняючу здатність розчину, збільшити проникаючу здатність розчину, руйнувати водонафтові емульсії, збільшувати водонасиченість пласт, відновлювати початкову проникненість пласта. Так, зростання нафтовитісняючої здатності досягається за рахунок зниження міжфазного натягу на контакті розчин – вуглеводнева рідина, покращення нафтовитісняючих властивостей розчину, дифузії неіоногенної ПАР у вуглеводневу фазу; відповідно зменшення її в'язкості. Зменшення міжфазного натягу досягається, в першу чергу, за рахунок використання поверхневоактивних речовин, які завдяки своїм властивостям концентруються в більшості на контакті двох фаз. Кожна із поверхнево-активних речовин, що використовується, здатна зменшити міжфазний натяг до певного рівня. Подальшого зниження міжфазного натягу можна досягти введенням у розчин, що містить ПАР, спирту або гліколю. Завдяки синергетичному ефекту їх спільної дії досягається додаткове зниження натягу між розчином та вуглеводневою рідиною. А це в свою чергу дозволяє краще витісняти нафту та відмивати нафтову плівку із поверхні породи. Окрім того, низькі значення міжфазного натягу покращують проникаючу здатність розчину у привибійну зону, що є важливим в умовах, коли вона є забруднена водонафтовими емульсіями, АСПВ та має низькі значення початкової проникності. Покращенню нафтовитісняючої здатності розчину сприяє і збільшення з 0,5-1% до 5% концентрації неіоногенних ПАР у першій порції. Такий розчин характерізується збільшенням його в'язкості. Завдяки цим факторам (збільшення в'язкості та концентрації НПАР) збільшується коефіцієнт витіснення нафти, а особливо, залишкової нафти. Крім цього, при дії на значну глибину буде спостерігатись адсорбція ПАР на поверхні породи та зменшення вмісту ПАР у розчині. При використанні концентрованого у відношенні НПАР першого розчину навіть у віддаленій зоні буде спостерігатись активна дія, що неможливе при використанні відомих розчинів. Враховуючи, що адсорбція НПАР у другій порції може бути значно меншою, тобто 0,1-1%. Важливим чинником, що покращує процес витіснення нафти із пласта, є дифузія ПАР із водного розчину у вуглеводневу рідину. Завдяки цьому спостерігається зниження в'язкості нафти та відрив її від поверхні породи. Єдиними поверхнево-активними речовинами, що здатні адсорбуватись у нафті, є неіонгенні ПАР. Процес дифузії не іоногенної ПАР із водного розчину у вуглеводневу рідину є досить тривалий, атому запропоновані розчини необхідно витримувати у пласті значний період (24-120 годин). Тому після нагнітання розчинів у привибійну зону, свердловину залишають під тиском не менше як на 24 години. Протягом цього періоду буде відбуватись дифузія неіоногенного ПАР у нафту та руйнування водонафтових емульсій під дією деемульгаторів. Як неіоногенні ПАР можуть використовуватись неоноли, ОП-10, синтаноли, барвоцели, жиринокси та інші. Для ефективного руйнування водонафтових емульсій, що утворюються у привибійній зоні в процесі експлуатації свердловини, необхідно застосовувати комплекс реагентів, що володіють різним механізмом деемульгації. Одним з таких реагентів є поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями. Завдяки поверхневій активності вказана речовина адсорбується на поверхні розподілу між нафтою та водою, що й спричинає до руйнування емульсії. Як поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями можуть використовуватись дисолвани, деемульгатори марки ПМ або інші. Другим реагентом повинен бути вологопоглинач. Дія цих реагентів базується на тому, що вони здатні відбирати у водонафтових емульсій воду, що й спричиняє їх руйнування. Як вологопоглинаючі можуть використовуватись метанол, ізопропанол, ацетон або гліколі. Найбільш ефективним із цього ряду є метанол, інші реагенти дещо поступаються йому. Метанол, окрім цього, здатний також ефективно збільшувати нафтонасиченість пласта. Це відбувається за рахунок поглинання води, що зв'язана з поверхнею породи. При освоєнні свердловини вода разом з метанолом виноситься із привибійної зони, а нафта за рахунок цього адсорбується на поверхні. Завдяки цьому пласт із гідрофільного перетворюється у гідрофобний. Використання запропонованого способу дозволяє також відновлювати початкову проникність пласта, що відбувається за рахунок руйнування водонафтових емульсій та виносу асфальтосмолопарафінистих відкладів. Так, утворення водонафтової емульсії спричиняє до збільшення її в'язкості, що в пластових умовах призводить до відключення частини порових каналів від фільтрації пластових флюідів. Аналогічна картина спостерігається і при утворенні АСПВ. А тому при їх видалені із пласта відновлюється і початкова проникність. Враховуючи вище викладене, для ефективної дії на пласт обробку необхідно вести двома розчинами. Перший - повинен містити 0,1-5% неіоногенної ПАР, 0,1-2% ПАР з деемульгуючими властивостями, 0,1-50% води та водопоглинач – решта до 100%. Другий розчин повинен містити 0,1-1% неіоногенної ПАР, 0,05-0,5% ПАР з деемульгуючими властивостями та воду - решта до 100%. Технологія проведення запропонованного способу містить наступне. Після проведення підготовчих робіт у пласт послідовно нагнітають перший та другий розчини. Залишають свердловину під тиском на 24-120 год. Після завершення процесу відтримки свердловину освоюють. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 2 30380 1) перший розчин додатково містить поверхнево-активну речовину з деемульгуючими властивостями при наступному співвідношенні: 0,1-5% неіоногенної ПАР, 01-2% ПАР з деемульгуючими властивостями, 0,1-50% води, вологопоглинач (до 100%); 2) після першого розчину у пласт додатково нагнітають суміш, що містить 0,1-1% неіоногенної ПАР, 0,05-0,5% ПАР з деемульгуючими властивостями та воду або нафту (до 100%); 3) витримують свердловину під тиском на реагування не менше як на 24 години; 4) як вологопоглинач використовують метанол, ізо-пропанол, ацетон або гліколь. Порядок приготування запропонованих розчинів наступний. Приклад 1. У 99,7 г (99,7 мас. %) ацетона послідовно розчиняють 0,1 г (0,1 мас. %) води, 0,1 г (0,1 мас. %) неонолу АФ9-12 та 0,1 г (0,1 мас.%) дисолвану 4411, Приклад 2. У 70 г (70 мас. %) метанолу послідовно розчиняють 26 г (26 мас. %) води, 3 г (3 мас. %) синтанолу ДС-10 та 1 г (1 мас. %) деемульгатора ПМ. Приклад 3. У 43 г (43 мас. %) диетиленгліколю послідовно розчиняють 50 г (50 мас. %) води, 5 г (5 мас. %) барвоцелк та 2 г (2 мас. %) деемульгатора ПМ. Приклад 4. У 99,4 г (99,4 мас. %) води послідовно розчиняють 0,1 г (0,1 мас. %) жириноксу та 0,5 г (0,5мас. %) деемульгатора ПМ. Приклад 5. У 99,3 г (99,3 мас. %) води послідовно розчиняють 0,5 г (0,5мас. %) ОП-10 та 0,2 (0,2 мас. %) дисолвана 4411. Приклад 6. У 98,95 г (98,95 мас. %) води послідовно розчиняють 1 г (1 мас. %) неонолу АФ9-12 та 0,05 г (0,05 мас. %) дисолвана 4411. Приклад здійснення способу. Для обробки вибираємо свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина свердловини - 2460 м, інтервал перфорації - 2440-2455 м, пластова температура - 650°С, експлуатаційна колона -146 мм, НКТ діаметром 73 мм спущені до глибини 2440 м. За 1,5 року експлуатації свердловини її дебіт по нафті зменшився з 8,6 т/доб до 1,2 т/доб. Для відновлення дебіту свердловини заплановано проведення обробки по запропонованій технології. Об'єм для даних умов свердловини складають наступні величини: перший розчин - 3 м3, другий розчин - 6 м3. Для приготування запропонованих розчинів у нафтогазовидобувному управлінні є наступні реагенти: метанол, деемульгатор ПМ та неонол АФ9-12, Відповідно з цим в окремих ємкостях готуємо 3 м3 розчину, що містить 3% неонолу АФ912, 1% деемульгатора ПМ, 26% води та 70% метанолу і 6 м3 розчину, що містить 0,5% неонолу АФ9-12, 0,2% деемульгатора ПМ та 99,3% води. Після проведення підготовчих робіт по затрубному або трубному простору свердловини нагнітають у пласт 3 м3 першого та 6 м3 другого розчину. По завершенню процесу протиснення розчинів пластовою водою, залишають свердловину під тиском на 48 годин. Після цього свердловину освоюють і запускають її в роботу. __________________________________________________________ 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