Спосіб обробки привибійної зони свердловин

Спосіб обробки привибійної зони свердловин, який вбирає в себе закачку оцтової кислоти та відрізняється тим, що закачку кислоти виконують у вигляді неактивної суміші оцтової кислоти та органічного розчинника за наступного співвідношення компонентів, мас %: оцтова кислота 20,0 -90,0 органічний розчинник решта (19) (21) 99031653 (22) 24.03.1999 (24) 15.02.2001 (33) UA (46) 15.02.2001, Бюл. № 1, 2001 р. (72) Іванків Ольга Олександрівна, Шаповал Анатолій Євгенович, Світлицький Віктор Михайлович, Ягодовський Сергій Ігорович (73) Світлицький Віктор Михайлович 33691 хімреагентів і після, пластини зважували й визначали за результатами замірів швидкість корозії. Результати експериментів наведені в таблиці 1. Як видно з таблиці 1, корозія сталевої пластини, що занурена у бюксу з розчином, що містить 90% оцтової кислоти і 10% органічного розчинника практично відсутня. У той же час, швидкість корозії сталевої пластини у бюксі з водним розчином 10% оцтової кислоти, згідно способу-прототипу, складає 5,3677 г/м2·год. Це підтверджує те, що при реалізації способу-прототипу взаємодія водного розчину 10% оцтової кислоти безпосередньо в свердловині викличе значну корозію обладнання. При використанні ж розчину, що містить 90% оцтової кислоти і 10% органічного розчинника, згідно способу, що пропонується, корозія нафтопромислового обладнання буде практично відсутня. Для підтвердження підвищення ефективності способа за рахунок активного впливу технологічних розчинів на кольматуючі утворення неорганічного та органічного складу техногенних відкладів, а також на складові гірських порід продуктивного пласта, проводились лабораторні дослідження на взірцях природних гірських порід. Експериментальні дослідження полягали у наступному. Спочатку проводились дослідження по визначенню найбільш оптимальних за ефективністю концентрацій оцтової кислоти та органічного розчинника. Для цього в бюксу з наважкою масою 1 г гірської породи наливали розчин оцтової кислоти і органічного розчинника в об'ємі 100 мл. Витримували протягом 1 години. Потім відфільтровували залишок, просушували та зважували. По втраті ваги наважки гірської породи до та після впливу визначали розчинність породи, яка характеризувала ефективність впливу досліджуваними реагентами. Результати дослідів наведені у таблиці 2. Далі проводились експериментальні дослідження на моделі пласта по визначенню глибини проникнення в неї активного розчину. Експериментальні дослідження проводились на моделях пласта з наступними фізичними параметрами: – довжина – 40 см; – діаметр – 2,8 см; – пористість – 14%; – ефективний об'єм пор – 26 см3; – початкова проникність – 0,05·10-12 мм2. Випробування проводились у наступній постановці. Насичували модель пласта нафтою. Проводили фільтрацію нафти в моделі пласта при постійному перепаду тиску, рівному 2,5 МПа та визначали початкову проникність. Потім обробляли модель пласта по запропонованому способу, для чого закачували 1,0 см3 розчину, який складався з 50% оцтової кислоти та 50% органічного розчинника. Визначали фільтраційні параметри моделі пласта і проводили необхідні обчислення. У тих же умовах перевірено ефективність способупрототипу. Результати досліджень наведені у таблиці 3. Як видно із таблиці 3, глибина проникнення активного розчину в моделі пласта по запропонованому способу у три рази більше, ніж по способупрототипу. Запропонований спосіб має також суттєві переваги за рахунок уповільнення реакції з карбонатними породами, що забезпечує збереження скелетної структури породи з одночасним збільшенням розміру пор. Зміною пропорції оцтової кислоти і органічного розчинника досягається необхідна для конкретної свердловини швидкість реагування породи з кислотною сумішшю (таблиця 2). Приклад виконання способу: Свердловина глибиною 2738 м розкриває нафтонасичений пласт у інтервалі 2686-2711 м. Колектор являє собою пісковик з глинистим цементом. Діаметр експлуатаційної колони 146 мм. Внутрішній об'єм насосно-компресорних труб складає 8 м3. Біля свердловини заготовили 1,0 м3 оцтової кислоти і 9,0 м3 органічного розчинника (дизпаливо). Приготували 10,0 м3 розчину оцтової кислоти і дизпалива. При відкритому затрубному просторі у насосно-компресорні труби закачали 8,0 м3 розчину оцтової кислоти і дизпалива. Закрили затрубний простір, закачали у насосно-компресорні труби ще 2 м3 розчину оцтової кислоти і дизпалива і продавили його в пласт. Залишили свердловину на 3,0 години для реагування кислоти з породою та кольматуючими речовинами. По закінченні реагування кислоти з породою та кольматуючими речовинами свердловину освоїли з видаленням продуктів реакції і пустили її в роботу. Порівняльні дані, що свідчать про перевагу запропонованого способу у порівнянні з базовим, наведено у таблиці 4. Таким чином, застосування запропонованого способу дозволить підвищити ефективність обробки експлуатаційних свердловин за рахунок руйнування кольматуючого бар'єру, утвореного техногенними відкладами неорганічного складу, а також за рахунок розчиняючої дії на складові гірських порід продуктивного пласта. Все це дасть змогу підвищити фільтраційні властивості пласта і, як наслідок, збільшити його продуктивність. Джерела інформації: 1. Аміян В.А., Угольов В.С. Фізико-хімічні методи підвищення продуктивності свердловин.– М.: Надра 1970р.– С. 19-31 (аналог). 2. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др.– М.: Недра, 1983.– 455 С. (стр. 349-350 - прототип). 2 33691 Час знаходження Вага пластини, г До занурення у Після занурен- пластини у бюксі, бюксу ня у бюксу години № П/п Реагент 1 Розчину, що містить 90% оцтової кислоти і 10% органічного розчинника Водний розчин, що містить 10% оцтової кислоти (прототип) 2 № п/п Оцтова кислота 1 10,0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 9,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 91,0 Таблиця 1 Швидкість корозії, г/м2·год. 3.1156 3.1156 2 0.0000 3.1187 3.1114 2 5.3677 Вміст компонентів, мас. % Органічний розчинник За способом-прототипом -0 За запропонованим способом 91,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 9,0 Вода Таблиця 2 Розчинність породи, % 90,0 15,0 10,0 17,0 22,0 27,0 32,0 37,0 42,0 47,0 52,0 57,0 57,1 Показник Довжина керну, см Діаметр керну, см Пористість початкова, % Об'єм пор, см3 Проникність початкова, мкм2 Проникність по закінченні експерименту, мкм2 Час реагування розчину з породою моделі пласта, мин. Глибина проникнення розчину у модель пласта, см Прототип 40 2,8 14 26 0,05 0,105 9,6 7,8 Таблиця З Спосіб Запропонований 40 2,8 14 26 0,05 0,562 12,2 24,1 Прототип Таблиця 4 Спосіб Запропонований 35 4 15 11 35 4 42 38 Показник Дебіт свердловини, т/доба: – перед здачею в експлуатацію – перед обробкою – після обробки Приріст дебіту свердловини за рахунок обробки, т/доба __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 3