Спосіб обробки привибійної зони видобувної свердловини

1 Спосіб обробки привибійної зони видобувної свердловини, що включає закачування в привибійну зону кислотної мікроемульсм і технологічну витримку, закачування вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини проштовхуючого агента і технологічну витримку, який відрізняється тим, що співвідношення кислотної мікроемульсм розчину катіоноактивної поверхнево-активної речовини і проштовхуючого агента встановлюють 1 (1-3) (12), а як кислотну мікроемульсію використовують мікроемульсію на базі водного розчину соляної кислоти і продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом при такому співвідношенні розчинів, мас % 19-20% водний розчин соляної кислоти 25-75 15-20% водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 0,05-12,5 вода решта 2 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що як кислотну мікроемульсію використовують мікроемульсію на базі водного розчину соляної та плавикової кислот при такому співвідношенні розчинів, мас % 19-20% водний розчин соляної кислоти 25-75 35-50% водний розчин плавикової кислоти 2,5-12,5 15-20% водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 0,05-12,5 вода решта Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути використаний при обробці привибійних зон видобувних свердловин для продуктивних мало-1 середньопроникних пластів Відомий спосіб обробки привибійної зони видобувної свердловини, що включає закачування в привибійну зону кислотної мікроемульсм [Автор Св СРСР № 1161699, кл Е 21 В 43/22 1984] Недоліком способу є швидке обводнення продукції свердловини в наслідок швидкого відновлення водопроникності й зниження видобутку нафти Найближчим до винаходу за технічною суттю є спосіб обробки привибійної зони видобувної свердловини, що включає закачування кислотної мікроемульсм, технологічну витримку, закачування вуглеводневого розчину і пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини, проштовкуючого агента і технічну витримку [Автор Св СРСР № 1571224, кл Е 21 В 43/27 1988] Об'ємне співвідношення кислотної мікроемульсм, водорозчинного розчинника і вуглеводневого розчину пдрофобізуючої поверхнево-активної речовини 1/0,28-0,32/0,95-1,0 Спосіб також включає закачування водорозчинного розчинника Недоліком способу є високий гідродинамічний опір при запуску видобувної свердловини в роботу за рахунок високого міжфазного натягу на межі нафти і концентрованого розчину продуктів реакції кислот з породою і наявності водорозчинного агента, а також використання як водорозчинного агента шкідливих і отруйних напівполярних розчинників Технічним завданням винаходу є підвищення ефективності свердловини за рахунок застосування кислотної мікроемульсм продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом, що утворює з вуглеводорозчинною пдрофобізуючою катіоноактивною поверхнево-активною речовиною комплекс, що має синергитичний ефект, який знижує міжфазовий натяг на межі з нафтою Поставлене технічне завдання досягається тим, що в способі обробки привибійної зони видо ю ю 52521 бувної свердловини, що включає закачування в привибійну зону кислотної мікроемульсм технологічну витримку, закачування вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини прошто в куючого агента і технологічну витримку Згідно З винаходом співвідношення кислотної мікроемульсм розчину катіоноактивної поверхневоактивної речовини і прошто в куючого агента встановлюють 1 (1-3) (1-2), а як кислотну мікроемульсію використовують мікроемульсію на базі водного розчину соляної кислоти і продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом при такому співвідношенні розчинів, мас , % 20 - 27% водний розчин соляної кислоти 25 - 75 20 - 30% водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим безилом 0,05 -12,5 вода решта Крім того, як кислотну мікроемульсію використовують мікроемульсію на базі водного розчину соляної та плавикової кислот при такому співвідношенні розчинів мас , % 20 - 27%-ний водний розчин соляної кислоти 25 - 75 40 - 60%-ний водний розчин плавикової кислоти 2,5 -12,5 20 - 30%-ний водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 0,05 -12,5 вода решта Закачуванням кислотної мікроемульсм забезпечують очищення оброблювальної привибіиної зони від асфальто-смоло-парафінових відкладень і розчинення частини породи на значному віддаленні від стовбура свердловини, що приводить до збільшення проникності привибіиної зони і підвищення продуктивності свердловини При взаємодії соляної або суміші соляної і плавикової кислот з породою колектора утворюється концентрований розчин продуктів реакції кислот з породою, що має високий міжфазовий натяг на межі як між ним та вуглеводневим розчином катіоноактивної пдрофобізуючої поверхневоактивної речовини та між ним та витісняючою його нафтою В результаті концентрований розчин продуктів реакції кислот з породою залишається в пласті і перешкоджає вилученню нафти з пласта, мікроемульсія на базі водного розчину продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом має низький міжфазний натяг з нафтою, а на межі з вуглеводневим розчином пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини утворюється комплекс, що має також низький міжфазовий натяг При цьому відбувається майже поршневе витіснення кислотної мікроемульсм та продуктів м взаємодії з пористим середовищем і відтиснення їх від стовбура свердловини За рахунок цього збільшується повнота охоплення дією пористого середовища За рахунок утворення комплексу продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом з вуглеводорозчинною пдрофобізуючою катіоноактивною поверхневоактивною речовиною відбувається ефективніша гідрофобізація поверхні порівняно з прототипом Через низький міжфазовий натяг не утворюється макроемульсій, і гідродинамічний опір руху рідин у пористому середовищі незначний Спосіб здійснюється таким чином У привибійну зону видобувної свердловини закачують кислотну мікроемульсію, наприклад, 0,5 11м на один метр оброблювальної товщі пласта при складі кислотної мікроемульсм при такому складі мас, % Кислота соляна 12 Кислота плавикова З Продукт конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 0,5 Здійснюють технологічну витримку протягом 1 - 6 годин Потім у привибійну зону закачують вуглеводневий розчин пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини, наприклад, розчин поверхнево-активної речовини «Дон-52», ATM -16, або ATM 17 - 20 в керосині, дизельному паливі, нафті, бензині при ВМІСТІ поверхнево-активної речовини в розчині 0,1 - 5% в об'ємі розчину у відношенні до об'єму закачаної раніше кислотної мікроемульсм 1 ( 1 - 3 ) Після ЦЬОГО вуглеводневий розчин пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини проштовхують у свердловину керосином, дизельним паливом, бензином або ш вуглеводнями при загальному співвідношенні 1 (1 - 3) (1 - 2) Після продавлювання вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини в свердловину останню зупиняють на технологічну витримку Після цього свердловину запускають в работу Приклади конкретного виконання Приклад 1 Обробку привибіиної зони на видобувній свердловині, вибій якої знаходиться на глибині 2254м, інтервал перфорації 2230 - 2240м, ефективна товща 10м, дебіт обробки по нафті складає 28м3 при обводненості продукції 40% Далі в свердловину опускають колону насосно-компресорних труб (НКТ) до глибини 2252м, тобто нижче інтервалу перфорації Після ЦЬОГО В свердловині проводять зміну рі3 дини глушіння на безводну нафту і закачують 10м мікроемульсм на базі соляної кислоти і продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензолом Як кислотну мікроемульсію використовують такий склад мас % 24%-ний водний розчин соляної кислоти 50 25%-ний водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 10 вода решта Після закачки кислотної мікроемульсм проводять технологічну витримку протягом 2 годин і продовжують закачування вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини в об'ємі 30м3 Як пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини вибирають 0,5% розчин ATM 1 7 - 2 0 в нафті Не зупиняючи закачування продавлюють вуглеводневий розчин в свердловину нафтою в об'ємі 10м3 Співвідношення кислотної мікроемульсм розчину 52521 пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини і проштовхуючого агента 1 3 1 Здійснюють технологічну витримку протягом 6 годин Далі продовжують роботу на свердловині за звичайною технологією Після запуску свердловини в роботу дебіт по 3 нафті збільшився до 30,5м при зниженні обводненності до 24% Тривалість ефекту складає 12 МІСЯЦІВ, було добуто додатково 2700т нафти Приклад 2 Обробку привибійної зони проводять на видобувній свердловині, забій якої знаходиться на глибині 1622м, інтервал перфорації 1595 - 1610м, ефективна товща 15м, дебіт по нафті до обробки 3 складає 16м При обводненості продукції 64% В свердловину опускають НКТ до глибини 1620м, тобто нижче інтервалу перфорації Після цього в свердловині проводять заміну рідини глушіння на безводну нафту і закачують 15м мікроемульсм на базі соляної кислоти і продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом Як кислотну мікроемульсію вибирають такий склад, мас % 20%-ний водний розчин соляної кислоти 25 20%-ний водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 0,05 вода решта Після закачування кислотної мікроемульсм проводять технологічну витримку протягом 2-х годин і продовжують закачування вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини в об'ємі 15м3 Як вуглеводневий розчин пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини вибирають 0,05% розчин "ДОН-52" в стабільному бензині Не зупиняючи закачування, продавлюють вуглеводневий розчин в свердловину нафтою в об'ємі 15м , проводять технологічну витримку протягом 6 годин Співвідношення кислотної мікроемульсм розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини і проштовхуючого агента встановлюють 1 1 1 Далі продовжують роботу в свердловині за звичайною технологією Після запуску свердловину в роботу дебіт по 3 нафті збільшився до 2,5м при зниженні обводненності до 52% Тривалість ефекту складає 8 МІСЯЦІВ Було добуто додатково 1300т нафти Приклад З Обробку привибійної зони проводять на видобувній свердловині забій якої знаходиться на глибині 2264м, інтервал перфорації 2240 - 2252 м, ефективна товща пласта 12м, дебіт по нафті до обробки ЗОт/доб при обводненності продукції 40% В свердловину опускають колону НКТ до глибини 2262 Тобто нижче інтервалу перфорації Після ЦЬОГО В свердловині проводять заміну рідини 3 глушіння на безводну нафту і закачують б мікроемульсм на базі соляної кислоти і продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом Як кислотну мікроемульсію вибирають такий склад, мас % 24%-ний водний розчин соляної кислоти 50 25%-ний водний розчин продукту конденсації третинного аміну з хлористим бензилом 10 40%-ний водний розчин плавикової кислоти 10 вода решта Після закачування кислотної мікроемульсм проводять технологічну витримку протягом 2-х годин і продовжують закачування вуглеводневого розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини в об'ємі 12м3 Як вуглеводневий розчин пдрофобізуючої катіоноактивної поверхнево-активної речовини вибирають 1,0% розчин ATM 17-20 в нафті Не зупиняючи закачування, продавлюють вуглеводневий розчин в свердловину нафтою в об'ємі 12м3, проводять технологічну витримку протягом 6 годин Співвідношення кислотної мікроемульсм розчину пдрофобізуючої катіоноактивної поверхневоактивної речовини і проштовхуючого агента встановлюють 1 2 2 Далі продовжують роботу в свердловині за звичайною технологією Після запуску свердловину в роботу дебіт по нафті збільшився до 38 тон за добу при зниженні обводненності до 24% Тривалість ефекту складає 12 МІСЯЦІВ Було добуто додатково 2880т нафти Застосування запропонованого винаходу забезпечує збільшення видобутку нафти в 2,5 рази порівняно з прототипом ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна ( 0 4 4 ) 4 5 6 - 2 0 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71