Спосіб кислотної обробки обводнених свердловин

1 Спосіб кислотної обробки обводнених свердловин, що включає послідовне нагнітання водного розчину полімеру та загущеного солянокислотного розчину, який відрізняється Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до кислотних обробок свердловин Відомий спосіб кислотної обробки пластів, що включає нагнітання по затрубному простору спочатку екрануючої рідини, що містить 1-5% ефірів целюлози та 0,5-3% катапшу КИ-1, а потім загущеного солянокислотного розчину, що містить 10-20% соляної кислоти, 0,1-3% ефіру целюлози та 0,1-0,5% катапіну (патент України №2250, Е21В 43/27, 1993р) Застосування даного способу дозволяє зменшити швидкість корозії підземного обладнання та експлуатаційні витрати на проведення обробки за рахунок проведення процесу без використання бригади капітального ремонту свердловини Однак його використання в обводнених свердловинах є недостатньо ефективним Це пов'язано з тим, що екрануюча рідина володіє екрануючими властивостями, а не блокуючими Так, коефіцієнт відновлення проникності взірців гірських порід після нагнітання екрануючої рідини в залежності від початкової проникності складає 40-70%, що є недостатнім для блокування обводнених прошарків По-друге, із-за відсутності блокуючих властивостей у екрануючої рідини загущена кислота частково може проникати у обводнені пропластки, ще зменшуючи його тим, що водний розчин полімеру додатково містить гідрооксид натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас % поліакриламід або карбоксиметил целюлоза, або 0,05-3 бюполімер гідрооксид натрію 0,5-5 вода решта, а після нього у пласт додатково нагнітають пластову воду, що містить іони кальцію та магнію 2 Спосіб кислотної обробки обводнених свердловин по пункту 1, який відрізняється тим, що нагнітання суміші полімеру з гідрооксидом натрію та пластової води здійснюють у декілька циклів з поступовим збільшенням концентрації компонентів у кожній наступній порції блокуючий ефект Метою винаходу є створення способу кислотної обробки обводнених свердловин, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективної кислотної обробки в обводнених свердловинах Це досягається шляхом послідовного нагнітання водного розчину полімеру та загущеного солянокислотного розчину, при цьому водний розчин полімеру додатково містить гідрооксид натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас % поліакриламід або карбоксшетилцелюлоза, або бюполімер - 0,05-3 гідрооксид натрію - 0,5-5 вода - решта, а після нього у пласт додатково нагнітають пластову воду, що містить іони кальцію та магнію В залежності від конкретних умов свердловини нагнітання суміші полімеру з гідрооксидом натрію та пластової води здійснюють у декілька циклів з поступовим збільшенням концентрації компонентів у кожній наступній порції Використання запропонованого способу дозволяє суттєво зменшити проникність обводнених прошарків та збільшити проникність низькопроникних більш нафтонасичених О ю ю ю 55512 пропластків, що призводить до збільшення дебіту третє, спільне використання нафти та зменшення КІЛЬКОСТІ ВОДИ Зменшення карбоксіметилцелюлози та катапшу забезпечує проникності пласта при використанні додаткове зниження швидкості корозії підземного запропонованого складу досягається за рахунок обладнання Для загущення солянокислотного утворення водонерозчинних осадів при його розчину необхідно використовувати контакті з пластовою водою, що містить іони карбоксіметил целюлозу та деякі марки кальцію та МІГНІЮ Експериментальними бюполімерів Такий вибір пов'язаний з тим, що дослідженнями встановлено, що коефіцієнт вказані полімери при термокислотній деструкції не відновлення проникності після нагнітання відомої утворюють водонерозчинних осадів екрануючої рідини у взірці з початковою В блокуючому складі обмежень немає, тому 2 проникністю 0,024-0,087мкм складає 48-74% В для його приготування крім вищезгаданих той же час в аналогічних умовах застосування полімерів можуть використовуватись ІНШІ запропонованого складу дозволяє зменшити наприклад, поліакриламід коефіцієнт відновлення проникності до 0,06-29%, Технологія обробки свердловини по тобто досягається значне блокування запропонованому способу полягає в наступному водонасичених прошарків При цьому, чим більше Завчасно готують заплановані об'єми суміші циклів нагнітання запропонованого складу та 15% полімеру з гідрооксидом натрію, пластової води і розчину хлориду кальцію (моделі пластової води), загущеного солянокислотного розчину Після тим більше коефіцієнт блокування (відношення проведення підготовчих робіт в колону НКТ початкової проникності до поточної проникності) послідовно нагнітають суміш полімеру з Так, після нагнітання першого циклу суміші 1% гідрооксидом натрію та пластову воду При КМЦ та 5% гідрооксиду коефіцієнт блокування необхідності вказаний цикл повторюють По складає 6, після другого циклу - 78, а після завершенню нагнітають у пласти загущений третього циклу - 623 Збільшення концентрації солянокислотний розчин, який протискують інгредієнтів у суміші призводить до зростання пластовою водою Залишають свердловину на 1-4 коефіцієнту блокування, а ВІДПОВІДНО зменшення ГОДИНИ ПІД ТИСКОМ, ПІСЛЯ ЧОГО її ОСВОЮЮТЬ концентрації - до зниження коефіцієнту Таким Запропонований розчин готують шляхом чином, при необхідності отримання значного послідовного розчинення у прісній воді спочатку блокування водонасичених прошарків потрібно полімеру, а потім гідрооксиду натрію збільшувати і як концентрацію компонентів, так і Суттєвими ВІДМІННОСТЯМИ запропонованого КІЛЬКІСТЬ циклів Тому конкретна технологія способу від відомого є обробки буде залежати від геолого-промислових 1) водний розчин полімеру додатково містить умов свердловини (пористість пластів, гідрооксид натрію при концентрації 0,5-5%, приймальність, обводненість продукції та ІНШІ) 2) після суміші полімеру з гідрооксидом натрію Використання одного розчину при у пласт додатково нагнітають пластову воду, що багатоциклічному нагнітанні є не завжди містить іони кальцію та магнію, доцільним По-перше, це може призвести до 3) при необхідності цикл нагнітання суміші та значного зростання тиску нагнітання, що є пластової води повторюють декілька раз з небаженим так як необхідно ще нагнітати поступовим збільшенням концентрації компонентів загущену кислоту По-друге, значення депресії у кожній наступній порції тиску у привибійній зоні значно більші, ніж у віддаленій зоні, тому ІЗОЛЯЦІЯ привибійної зони Приклад здійснення способу Для здійснення повинна бути кращою, ніж віддаленої Таким обробки по запропонованій технології вибирають чином, при багатоциклічному нагнітанні суміш свердловину, типову для нафтових родовищ Так, полімеру з гідрооксидом натрію пропонується свердловина глибиною 2580м перфорована в нагнітати з поступовим збільшенням концентрації інтервалі 2490-2570м В продуктивному розрізі компонентів у кожній наступній порції виділяють три пропластки із різною пористістю та проникністю Дебіт свердловини Зт/доб нафти та 3 50м /доб води В основному вода поступає із Окрім того, що пластова вода покращує нижніх прошарків 3 метою збільшення припливу процес блокування пластів запропонованою нафти і газу проводимо обробку по сумішшю, вона також виконує роль буфера між запропонованому способу лужним розчином полімеру та загущеною кислотою, що при контакті можуть Для виробу технологічних параметрів нейтралізуватись використовуємо досвід попередніх обробок Так, встановлено, що для ефективного блокування на Після здійснення першого етапу обробки даному родовищі блокуючими складами подібного блокування водонасичених прошарків, класу достатньо 9-12м , а для кислотних обробок в приступають до другого етапу - кислотної обробки низькопроникних більш нафтонасичених основному використовують розчину прошарків Застосування загущеної кислоти у ВІДПОВІДНО ДО ЦЬОГО необхідно приготувати 10 м порівнянні із звичайним солянокислотним має суміші полімеру з гідрооксидом натрію, 6м 3 декілька переваг По-перше, сповільнюється пластової води (як останню використовують, швидкість розчинення породи, що спричиняє до наприклад, пластову воду, що містить 17034 мг/л збільшення глибини обробки продуктивних ІОНІВ кальцію та 2553 мг/л ІОНІВ магнію) та 12 м 3 пластів По-друге, забезпечується більш загущеного солянокислотного розчину рівномірний характер обробки неоднорідних по Оскільки планується нагнітання двох порцій проникності пластів Особливо це важливо при блокуючого складу, то концентрація компонентів у збільшенні абсолютних значень проникності Попрершій порції 0,5% КМЦ-600 та 2% гідрооксиду 55512 натрію, а в другій 1% КМЦ-600 та 4% гідрооксиду Після проведення підготовчих робіт нагнітають натрію Склад загущеного солянокислотного у колону НКТ при відкритому затрубному простору 3 розчину наступний 10% HCL, 1% КМЦ-600, 0,5% 5м суміші 0,5% КМЦ та 2% гідрооксиду натрію та 3 3 катапшу КИ-1, ВІДПОВІДНО завчасно готуємо 9,75м 2,7м пластової води Затрубний простір 2% розчину КМЦ-600 шляхом його розчинення у закривають При тиску не більшому за тиск 3 3 прісній воді Після ЦЬОГО 3 , 7 5 М 2% розчину КМЦопресування колони послідовно нагнітають 0,3м 3 600 змішують з 3,75м 8% розчину гідрооксиду пластової води, 5м суміші 1% КМЦ та 4% 3 3 Відбирають від приготовленого розчину 2,5м і гідрооксиду натрію, Зм пластової води та 12м 3 розбавляють його 2,5м прісної води Загущений загущеної кислоти останню порцію кислоти кислотний розчин готують шляхом змішування у 3 протискують у пласт 8м пластової води 3 3 ємності кислото воза 6м 2% розчину КМЦ та 6м Витримують свердловину протягом 2 годин, після суміші 20% НСІ_та 1 % катапшу КИ-1 ЧОГО II ОСВОЮЮТЬ Підписано до друку 05 05 2003 р Тираж 39 прим ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)236-47-24