Рідина для відновлення проникливості теригенних колекторів

Рідина для відновлення проникливості теригенних колекторів, що включає метанол, яка відрі 30593 адсорбованої глинистими частинками на поверхні порових каналів і вивільненої води із зруйнованих гідрофобних емульсій. Присутність деемульгуючої ПАР сприяє руйнуванню емульсій в ПЗПС. Збільшення питомої ваги досягається шляхом добавки нітрату амонію або хлористого кальцію, або бішофіту в робочий розчин. За рахунок підвищеної густини розчину відділені глинисті частинки породи колектору утримуються у дисперсному стані. При взаємодії з пластовими водами нерозчинних осадів не створюється і реакція взаємодії супроводжується підвищенням температури на 3035°С, що сприяє посиленню деемульсації і вологопоглинанню робочим розчином. Застосовуються неіоногенні ПАР, які не створюють осадів при взаємодії з пластовими водами, такі, як МЛ-72, МЛ-80, фосфоксид, превоцел та інші. Деемульгатори - дипроксамін, дісольван і т.інші. Ефіри гліколей використовуються розчинні у воді і вуглеводневих рідинах, здатні розчиняти смоли, асфальтени, парафін - такі як етиленглікольмонобутиловий ефір, етиленглікольдиетиловий ефір, діоксидиетиловий ефір та інші. Метанол в необмеженій кількості з'єднується з приведеними вище е фірами гліколей. При великих глибинах залягання продуктивних горизонтів з високими пластовими температурами можливість відкладання АСПВ в ПЗПС не велика, тоді в рідині збільшується частка спирту і обважнювача. А при низьких глибинах, коли пластові температури тримаються в межах температури застигання парафіну, смол, асфальтенів і таке інше і при вибійних тисках нижчих тиску насичення в рідині збільшується частка ефіру гліколю. Склад рідини в об'ємних % - метанол - 30-60%; - неіоногенна ПАР - 10-20%; - деемульгуюча П АР - 0,1-3%; - ефір гліколю - 20-40%; - нітрат амонію - 0,1-15%; або хлористий кальцій - 0,1-40%; або бішофіт - 0,1-40%. Маніпулюючи кількісним складом рідини підбирається потрібна густина розчину обробки ПЗПС залежно від пластового тиску (Р) вибраної свердловини, пластової температури, тиску насичення, збільшуються або зменшуються частки метанолу, ефіру гліколю, обважнювача. Так, при введенні 10 кГ нітрату амонію на 1 м 3 робочого розчину – густина його збільшується на 5 кГ/м 3. Максимальна загрузка нітрату амонію на 1 м 3 розчину складає близько 170 кГ. При використанні хлористого кальцію можна підняти питому вагу розчину до 1200 кГ/м 3. Максимальна загрузка хлористого кальцію на 1 м 3 розчину складай 800 кГ. При додаванні на 1 м 3 робочого розчину 100 кГ хлористого кальцію, питома вага його збільшується на 90 кГ/м 3. При з'єднанні із пластовими водами отриманий розчин не створює суспензіальних осадів на відміну використання чистого хлористого кальцію. При використанні бішофіту питома вага розчину піднімається до 1500 кГ/м 3 (твердий МgСl2 - густина 2330 кГ/м 3), при об'ємному складі рідини: - метанол - 30% - неіоногенні ПАР - 10% - деемульгуючі ПАР - 0,1-3% - ефір гліколю - 20% - бішофіт - 40%. Можливе використання концентрованих водних розчинів МgСl2 з питомою вагою 14001700 кГ/м 3, при цьому ж об'ємному складі. Для профілактичних прокачек працюючих свердловин (продуктивний пласт представлений теригенними колекторами) з низькими середньодобовими дебітами із обводненням до 10-20% робочий розчин при діючому насосі нагнітається у затрубний простір свердловини і послідуючою закачкою дегазованої безводної нафти доводиться до глибини на 100-200 м вище глибини спуску насоса. Свердловина зупиняється на 2-3 доби для переміщення рідин і фільтрації робочого розчину в привибійну зону пласта, потім знову вводиться в роботу включенням насосу. В разі проведення поточного ремонту свердловини при наявності приймальності 1-3 м 3/добу в свердловину до штучного вибою спускаються НКТ, об'єм рідини в свердловині міняється на вуглеводневу рідину (дегазовану безводну нафту). В автоцистерні готується рідина обробки в визначених кількостях, а потім вводиться розрахована кількість нітрату амонію або хлористого кальцію, або бішофіту. Для приготування робочого розчину із хлористим кальцієм попередньо в автоцистерні робиться розчин із розрахункової кількості ПАВ і метанолу в співвідношенні 1:1. Потім, при постійній циркуляції рідини в автоцистерні, додається розрахункова кількість сухого хлористого кальцію, після його повного розчинення додається решта метанолу, ефір гліколю, деемульгуюча П АР. Приготований розчин по НКТ при відкритому затрубному просторі нагнітається в інтервал перфорації рідиною, яка заповнює свердловину. НКТ піднімаються, спускається підземне обладнання, свердловина вводиться в роботу. Суттєвими відмінностями запропонованої рідини є: 1) якісна і кількісна зміна складу рідини обробки привибійної зони пласта свердловини, внаслідок чого, крім поглинання води придбана здатність розчинника нафтоводних емульсій і АСПВ; 2) можлива обробка привибійної зони пласта свердловини (ПЗП) без підйому свердловинного обладнання; 3) зникає необхідність створений в свердловині додаткових тисків для продавки робочого розчину в пласт, внаслідок чого зберігається проникливість ПЗПС. Приклад використання суміші Вибираємо свердловину з теригенним колектором, у складі якого присутні глинисті компоненти. Вихідні дані: глибина свердловини 3540 м, пластовий тиск 21,0 МПа, інтервал перфорації 3512-3518 м, експлуатаційна колона діаметром 146 мм, насос ЕЦН 5-50-1800 м, спущений на насосно-компресорних труба х (НКТ) діаметром 73 мм до глибини 2000 м. Дебіт нафти зменшився з 10 т/добу до 3 т/добу при обводненні 10%. Для збільшення продуктивності зробити профілактичну закачку в свердловину запропонованої рідини без підйому свердловинного обладнання. 2 30593 - діоксидіетиловий ефір - 29,7%, або 0,445 м 3; - діпроксамін - 0,2%, або 0,003 м 3; - нітрат амонію - 0,1%, або 0,002 м 3. Густина рідини обробки в цьому випадку складає 935 кГ/м 3. На свердловину завозиться безводна дегазована нафта в об'ємі затрубного простору до рівня глибини спуску насоса із відрахуванням об'єму робочої рідини і об'єму затрубного простору над насосами висотою 100-150 м (це охоронна відстань, яка включає можливість прориву робочої рідини на прийом насосу). В даному випадку потрібний об'єм нафти складає 15 м 3. Безпосередньо перед закачкою відбивається рівень рідини в свердловині, в даному випадку він складає: 1060 м. Далі, при діючому насосі в затрубний простір агрегатом ЦА-320 М нагнітається робоча рідина в об'ємі 1,5 м 3 і доводиться до глибини 1900 м послідуючою закачкою 15 м 3 безводної дегазованої нафти. Теоретична продуктивність насосу 2,1 м 3 на годину, об'єм рідини для відкачки в НКТ складає 8,7 м 3, насос працює 4 години, після чого зупиняється і закривають засувку на НКТ. Свердловина зупиняється на 2-3 доби для переміщення рідин і фільтрації робочого розчину в ПЗПС. Після чого свердловину запускають в роботу. Технологічну рідину і її об'єми вибираємо враховуючи властивості продукції даної свердловини. Густина нафти цієї свердловини У=0,849 кг/м 3, тому густина рідини обробки має бути більша. Об'єм рідини обробки визначаємо із промислового досвіду осушення ПЗПС і враховуємо властивості рідини запропонованої суміші. Наприклад, на Скороходівському родовищі на 1 м обробляємого інтервалу при осушенні ПЗПС використовувалось від 0,5 до 1,5 м 3 метанолу, але беручи до уваги універсальну розчинну властивість запропонованої рідини, зменшуємо кількість рідини до 0,2-0,7 м 3 на 1 м обробляємого інтервалу. У даному випадку беремо питому витрату на 1 м перфорованого інтервалу 0,25 м 3, тоді потрібний об'єм рідини складає 0,25 помножити на 6 дорівнює 1,5 м 3. Взявши до уваги велику глибину залягання продуктивного горизонту і наявність у продукції свердловини води берем по максимуму кількість метанолу, зменшуємо частку неіоногенної ПАР і ефіру гліколю, потреба нітрату амонію, бішофіту або хлористого кальцію в даному випадку мінімальна. Готується в автоцистерні рідина обробки в слідуючому об'ємному складі: - метанолу - 60% або 0,9 м 3; - фосфоксид - 10% або 0,15 м 3; __________________________________________________________ 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