Спосіб комбінованої кислотної обробки пластів

Спосіб комбінованої кислотної обробки пластів, що включає послідовне нагнітання у свердловину міцелярного розчину, загущеного розчину поверхнево-активної речовини, суміші кислоти з поверхнево-активною речовиною та розчину поверхнево-активної речовини, який відрізняється тим, що міцелярний розчин додатково містить загусник, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: загусник (поліакриламід, ефір це0,01-10; люлози, неіоногенна поверхневоактивна речовина) 2 - 8% по нафтових сульфоналах решта, міцелярний розчин як загущений розчин поверхнево-активної речовини використовується або 5-25%-ний розчин неіоно генної поверхнево-активної речовини, або суміш полімеру з неіоногенною поверхнево-активною речовиною, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до обробок свердловин кислотним розчином та поверхнево-активними речовинами. Відомий спосіб комбінованої кислотної обробки, що включає послідовне нагнітання у пласт 2 15% міцелярного розчину, згущеного розчину ПАР марки МЛ, що містить 0,1 - 3% поліакриламіду або ефіру целюлози, 0,1 - 1% ПАР марки МЛ, суміші кислоти з композицією ПАР марки МЛ (1 - 80% соляної, або плавикової, або сірчаної, або сульфамінової кислоти, або їх суміші та 0,1 - 1% ПАР марки МЛ) і 0,1 -0,5% розчину ПАР марки МЛ (патент України № 9854, Е21В43/27, 1996 р.). Використання даного способу дозволяє збільшити ефективність обробки в обводнених свердловинах, що досягається в силу наступних особливостей розчинів, що використовуються. По-перше, нагнітання міцелярного розчину дозволяє змивати з поверхні породи вуглеводневу плівку та частково розчиняти асфальтосмолопарафінисті відклади, що звільняє значну частину поверхні породи для дії кислотним розчином. При зворотному русі міцелярного розчину із пласта у свердловину, він забезпечує ефективне витіснення води та продуктів реакції нейтралізації. По-друге, використання розчинів композиції ПАР типу МЛ забезпечує не змішування міцелярного розчину з кислотним розчином, що відповідно зберігає властивості розчинів та їх дію на породу та пластові флюїди, та не спричиняє до повторного блокування парових каналів. По-третє, кислотний розчин у суміші з МЛ забезпечує покращення нафтовитісняючої здатності розчину. Все це в комплексі забезпечує покращення ефективності кислотної обробки. Однак, вказаний спосіб має і деякі недоліки. По-перше, відсутність виробництва композиції ПАР типу МЛ в Україні ство полімер (поліакриламід, ефір целюлози, біополімери) неіоногенна поверхневоактивна речовина вода 0,1-3; 2- 5; решта, як суміш кислоти з поверхнево-активною речовиною використовується склад, що містить наступні компоненти, мас. %: 1-20; 2-15; (13) 36210 (11) UA а як розчин поверхнево-активної речовини використовується 0,1 - 1% розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, при цьому, в якості останнього використовуються тільки такі речовини, що забезпечують не менше 10% витіснення залишкової нафти. A решта, (19) соляна або фтористоводнева, або суміш кислот неіоногенна поверхнево-активна речовина вода 36210 рює певні труднощі у впровадженні вказаного способу. По-друге, вміст МЛ у кислотному розчині не може перевищувати 1%, так як при більшій концентрації спостерігається висалювання поверхневоактивної речовини, що не дозволяє покращити властивості кислотного розчину. По-третє, композиція ПАР типу МЛ не забезпечує достатньої нафтовитісняючої здатності. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб комбінованої кислотної обробки пластів, в якому за рахунок використання нових реагентів досягається проведення більш ефективної обробки. Це досягається шляхом послідовного нагнітання у свердловину міцелярного розчину, загущеного розчину поверхнево-активної речовини, суміші кислоти з поверхнево-активною речовиною та розчину поверхнево-активної речовини, при цьому міцелярний розчин додатково містить загущувач, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: загущувач (поліакриламід, ефір целюлози, неіоногенна поверхне во-активна речовина) 2 - 8% по нафтових сульфоната х міцелярний розчин кової нафти, збільшення концентрації НПАР у розчині, додаткового введення у міцелярний розчин загущувача. Так, в останньому випадку наявність полімера у міцелярному розчині дещо зменшує поверхневу активність розчину, але за рахунок більшої в'язкості, покращує його нафтовитісняючі властивості. Так, додаткове введення у 5% по нафтови х сульфонатах розчин "карпатолу" 0,1% поліакрил-аміду збільшує ви тіснення залишкової нафти із моделі пласта з 56% до 64%. Особливо цей процес посилюється в умовах неоднорідних по проникності продуктивних пластів. Заміна композиції ПАР типу МЛ на розчин неіоногенної ПАР із підвищеною концентрацією, посилює нафтовитісняючі властивості розчину. А використання для цієї мети тільки таких НПАР, що забезпечують не менше 10% витіснення залишкової нафти, ще в більшій мірі посилює ці властивості. Так, 0,5% розчин МП-72 для умов нафти долинського родовища забезпечує 8,3% витіснення залишкової нафти. Суміш 0,5% МЛ-72 та 0,2% поліакриламіду забезпечує дещо більший коефіцієнт витіснення залишкової нафти - 14,1%. В тих же умовах 1% розчин превоцелу NG-12 дозволяє витісняти 18,7% нафти, що залишилась в моделі після витіснення водою, 2% розчин прогаліту 28,3%, а 5% розчин жириноксу - 46,2%. Тобто, збільшення вмісту П АР більше 1% призводить до зростання нафтовитісняючих властивостей розчину. Подібна картина спостерігається і для кислотного розчину. Так, 10% розчин HCl забезпечує витіснення 2,1% залишкової нафти. Присутність 0,5% МЛ-72 в тому ж кислотному розчині, забезпечує витіснення 9 - 10% залишкової нафти. Загущення 10% розчину соляної кислоти 5% синтанолу ДС-10 призводить до витіснення 43% залишкової нафти. Як неіоногенні ПАР, що забезпечують витіснення не менше 10% залишкової нафти, можуть використовува тись неоноли, превоцели, жиринокс, прогаліт, барвоцели та інші. При цьому вибір конкретного ПАР залежить як від пластової температури, так і від властивостей конкретної нафти. Застосування в якості буферної рідини або 525% розчину неіоногенної ПАР, або суміші 0,1-3% полімеру та 2-5% неіоногенної ПАР забезпечує не тільки розділення міцелярного та кислотного розчинів (які при змішуванні спричиняють до висалювання вуглеводневої фази міцелярного розчину), а й до їх спільного розширення з утворенням стабільної суміші. Це досягається за рахунок стабілізуючої дії НПАР у розчині - неіоногенні ПАР здатні утримувати у своїй стр уктурі певні кількості взаємонерозчинних компонентів. 5 - 25% розчин неіоногенної ПАР як буфер використовується при невеликих в'язкостях (до 25 мПа с) міцелярного розчину. При вищих значеннях в'язкості застосовується суміш полімера з НПАР. Технологія використання способу полягає в наступному. В чотирьох ємкостях готують технологічні рідини - загущений міцелярний розчин, загущену буферну рідину, поверхнево-активний кислотний розчин та звичайну буферну рідину. Після проведення підготовчих робіт у свердловину послідовно нагнітають необхідні об'єми загущеного міцелярного розчину, загущеної буферної рідини, кислотний розчин та звичайну буферну рідину. 0,01-10; решта, як загущений розчин поверхнево-активної речовини використовується або 5-25% розчин неіоногенної поверхнево-активної речивини, або суміш полімеру з неіоногенною поверхнево-активною речовиною при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: полімер (поліакриламід, ефір целюлози, біополімери) неіоногенна поверхневоактивна речовина вода 0,1-3; 2- 5; решта, як суміш кислоти з поверхнево-активного речовиною використовується склад, що містить наступні компоненти, мас. %: соляна або фтористоводнева, або суміш кислот неіоногенна поверхневоактивна речовина вода 1-20; 2-15; решта, а як розчин поверхнево-активної речовини використовується 0,1 - 1% розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, при цьому в якості останнього використовуються тільки такі речовини, що забезпечують не менше 10% витіснення залишкової нафти. Використовування даного способу дозволяє покращити нафтовитісняючу здатність розчинів, зменшити швидкість розчинення породи кислотним розчином, недопустити висалювання компонентів не тільки за рахунок використання буфера, а й завдяки їх спільній розчинності у запропонованих розчинах. Збільшення нафтовитісняючої здатності розчинів досягається за рахунок заміни композиції ПАР типу МЛ на розчин неіоногенної ПАР, що забезпечує не менше 10% витіснення залиш 2 36210 Витримують свердловину під тиском протягом 2448 годин. Суттєвими відмінностями способу від відомого є: 1) міцелярний розчин додатково містить загушувач (поліакриламід, ефір целюлози, біополімер, неіоногенна ПАР) при концентрації 0,01-10%; 2) як загущений розчин ПАР використовується або 5 - 25% розчину неіоногенної ПАР, або суміші 0,1 - 3% полімеру (ПАА, ефір целюлози, біополімери) та 2 - 5% неіоногенної ПАР; 3) як суміш кислоти з ПАР використовується склад, що містить 1 - 20% соляної, або фтористоводневої, або суміш кислот та 2 - 15% неіоногенної ПАР; 4) як розчин ПАР використовується 0,1 - 1% розчин неіоногенної ПАР; 5) як неіоногенна ПАР застосовується тільки така речовина, що забезпечує не менше 10% витіснення залишкової нафти. Приклад здійснення способу. Для проведення обробки вибирають свердловину, типову для нафтового родовища. Вихідні дані: глибина свердловини - 2460 м, інтервал перфорації – 2365-2440 м, дебіт свердловини - 4,2 т/добу при обводненні продукції 88%. Для проведення запропонованої технології співвідношення об'ємів продукції в конкретних геолого-промислових умовах повинна складати 1:0,3:1:0,5. При об'ємі кислотного розчину в 15 м 3, решта порцій складає: міцелярний розчин – 15 м 3, загущений розчин ПАР - 4,5 м 3 , розчин ПАР - 7,5 м 3. Відповідно, в чотирьох ємкостях готують окремо 15 м 3 міцелярного розчину, що містить 5% нафтови х суль фонатів та 0,1% поліакриламіду, 4,5 м 3 буферної рідини, що містить 0,2% поліакриламіду та 2% превоцелу NG - 12, 15 м 3 кислотного розчину, що містить 10% HCl та 5% превоцелу NG - 12, та 7,5 м 3 0,5% розчину превоцелу NG - 12. При відкритому затрубному простору нагнітають у ліфт 7 м 3 5% по нафтових сульфонатах розчину карнатолу з 0,1% ПАА. За трубний простір закривають і при тиску, не вищому за 20 МПа, нагнітають у свердловину 8 м 3 розчину карнатолу з ПАА, 4,5 м 3 суміші 0,2% ПАА з 2% превоцелу, 15 м 3 суміші 10% HCL з 5% превоцелом, 7,5 м 3 0,5% розчину превоцелу та 7 м 3 пластової води. Витримують свердловину під тиском 46 годин і запускають її в експлуатацію. __________________________________________________________ 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