Спосіб розкриття теригенних колекторів

Спосіб розкриття теригенних колекторів, що включає нагнітання в заповнену вуглеводневою рідиною свердловину рідини перфорації, яка містить метиловий спирт з добавкою неіоногенної поверхнево-актив ної речовини (ПАР), який в і д р і з н я є т ь с я тим, що рідина перфорації додатково містить деемульгуючу ПАР, ефір гліколя, нітрат амонію при наступному співвідношенні компонентів, об.%: Метиловий спирт 50-60 Неіоногенна ПАР 10-20 Деемульгуюча ПАР 0,1-3.0 Ефір гліколя 20-40 Нітрат амонію 0,1-15,0, при цьому при пластовому тиску більше 80% умовно гідростатичного, як вуглеводневу рідину використовують Інвертну емульсію, а перфорацію проводять незалежно від пластового тиску. Винахід відноситься до нафтогазодобувної промисловості, а саме до перфорації нафтогазоносного пласта, представленого теригенними колекторами з високим ступенем набухання, в свердловинах, як при виході Із буріння, так І на різних стадіях експлуатації. Відомий спосіб повторного розкриття теригенних колекторів, закольматованих водою з низьким пластовим тиском, який включає нагнітання в заповнену вуглеводневою рідиною свердловину метилового спирту та 2-3% неіоногенної поверхневоактивної речовини І наступну перфорацію. По перфораційних каналах метиловий спирт входить в пласт І поглинає воду Із глинистих компонентів гірської породи, внаслідок чого зростає проникність привибійної зони пласта (ПЗП). Однак при використанні вказаного способу у видобувних свердловинах не завжди отримуються позитивні результати. Поверхня фільтраційних каналів Із адсорбованою водою Інколи покривається гідрофобними емульсіями, а метиловий спирт, нерозчинний в нафті, не руйнує їх. Він не має доступу до законсервованої плівкою нафти води І тому не поглинає її, перебуває без виконання корисної роботи, І втрачена від набухання глин колектора проникність ПЗП не відновлюється. Мала густина рідини перфорації прототипу виключає можливість використання способу на свердловинах з високим пластовим тиском (Р п л ). На відміну від прототипу у заявленому способі збільшено густину рідини перфорації шляхом добавки обважнюючої речовини - нітрату амонію, добавлено ефір гліколю, деемульгуючу ПАР, збільшено частку неіоногенної ПАР І зменшено частку метилового спирту. Задача винаходу - збільшити проникність закольматованої водою і буровим С > о О 21450 розчином ПЗП свердловин шляхом руйнування гідрофобних емульсій І поглинання води Із глинистих компонентів породи колектора при перфорації на рідині з універсальною розчинною властивістю І як 5 наслідок - збільшення дебіту. Технічний результат досягається тим, що відповідно до способу розкриття теригенних колекторів, що включає нагнітання в заповнену вуглеводневою рідиною свердловину 10 рідини перфорації, яка містить метиловий спирт з добавкою неіоногенної ПАР, згідно з винаходом, рідина перфорації додатково містить деемульгуючу ПАР, ефір гліколя, нітрат амонію при наступному співвідно- 15 шенні компонентів, об %; Метиловий спирт 50-60 Неіоногенна ПАР 10-20 Деемульгуюча ПАР 0,1-3 Ефір гліколя 20-40 20 Нітрат амонію 0,1-15, при цьому, при пластовому тиску більше 80% умовно гідростатичного, як вуглеводневу рідину використовують інвертну емульсію, а перфорацію проводять незалежно від 25 пластового тиску. Збільшення (в порівнянні з прототипом) частки неіоногенної ПАР, яка знижує міжфазний натяг на межі нафта-вода, підсилює відмивання породи колектора від ЗО плівки нафти І сприяє розчинності її в ефірі гліколя І поглинанню метиловим спиртом води, адсорбованої глинистими частинками на поверхні порових каналів і вивільненої із зруйнованих гідрофобних емульсій. 35 Присутність деемульгуючої ПАР сприяє руйнуванню емульсій в ПЗП. Добавлений нітрат амонію, підвищуючи густину І динамічність рідини перфорації, дає змогу утримувати у дисперсному стані гли- 40 нисті частинки; при взаємодії з пластовими водами нерозчинних осадків не створює, реакція взаємодії супроводжується підвищенням температури на 30-35°С, що сприяє посиленню деемульсації і водопогли- 45 нанню. Застосовуються неіоногенні ПАР, які не створюють осадків при взаємодії з пластовими водами, такі як: МЛ-72, МЛ-80, фосфоксид, превоцел та Інші. Деемульгатори дипроксамін, дисольван і т.ін. Ефіри гліколей 50 взяті розчинні у воді І вуглеводневих рідинах, здатні розчиняти смоли, асфальтени, парафін - такі, як етиленглікольмонобутиловий ефір, етиленглікольдиетиловий ефір, діоксідиетиловий ефір та Інші. Метиловий спирт в нео- 55 бмеженій КІЛЬКОСТІ з'єднується з приведеними вище ефірами гліколів. Маніпулюючи кількісним складом рідини, підбирають потрібну густину рідини перфорації залежно від існуючого пластового тиску вибраної свердловини. Так, при введенні 10 кг нітрату амонію на 1 м 3 рідини - густина її збільшується на 5 кг. Технологія запропонованого способу нескладна. В свердловину (продуктивний пласт представлений теригенними колекторами) спускають насосно-компресорні труби (НКТ) до штучного вибою, об'єм її замінюють на вуглеводневу рідину при Рпл < умовно гідростатичного тиску для збільшення репресії на пласт об'єм свердловини міняється на інвертну емульсію. Розчин рідини перфорації готується з густиною на 2-5 % важчою від залитої в свердловину рідини. Приготовлений розчин по НКТ нагнітається в Інтервал перфорації. Піднімаються НКТ, проводиться перфорація, спускається підземне обладнання, свердловина вводиться в роботу. П р и к л а д . Вибираємо свердловину з теригенним колектором, у складі якого присутні глинисті компоненти. Вихідні дані: глибина свердловини 3570 м, пластовий тиск 24,7 МПа, Інтервал перфорації 3546-3553 м, експлуатаційна колона 0140 мм, штанговий насос спущений на НКТ 073 мм до глибини 2448 м. Дебіт нафти зменшився з 14 т/добу до 1,2 т/добу при обводненні до 15 %. Попередня експлуатація свердловини ускладнювалась асфальто-смоло-парафінистими відкладами. Для відновлення проникності ПЗП І зменшення скінефекту проводимо перфорацію на запропонованій рідині. Технологічну рідину вибираємо, враховуючи, що Існуючий по свердловині пластовий тиск рівний 70% умовно гідростатичного, тому використовуємо вуглеводневу рідину в об'ємі експлуатаційної колони. Взявши до уваги наявність асфальтосмолисто-парафінистих відкладів у продукції свердловини І низький пластовий тиск, готуємо рідину перфорації в такому об'ємнову складі: Метанол 50 %, або 1,05 м 3 Фосфоксид 10 %, або 0,21 м 3 Діоксидиетиловий ефір 39,7 %, або 0,834 м 3 Діпроксамін 0,2 %, або 0,004 м 3 Нітрат амонію 0,1 %, або 0,002 м 3 Густина рідини перфорації в цьому випадку становить 970 кГ/м3. Беремо питому витрату рідини на 1 м перфорованого інтервалу 0,3 м3. Об'єм рідини становить 0,3 х 7 = 2,1 м 3 В НКТ нагнітається рідина перфорації І продавлюється на вибій рідиною, якою за 21450 повнена свердловина, НКТ піднімають І проводять перфорацію, після чого в сверд Упорядник Замовлення 4680 ловину спускають підземне обладнання І запускають П в роботу. Техред М.Келемеш Коректор М. Самборська Тираж Підписне Державне патентне відомство України, 254655, ГСП, Київ-53, Львівська пл., 8 Відкрите акціонерне товариство "Патент", м. Ужгород, вул.ГагарІна, 101