Спосіб обробки пласта

МПК6 Е21В 21/14 Спосіб обробки пласта. Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до сумішей для впливу на привибійну зону пласта (ПЗП). Метою винаходу є підвищення ефективності обробки за рахунок запобігання корозії нафтопромислового обладнання і закупорювання порового пласта продуктами корозії. Відомо, що майже в усіх процесах фізико-хімічного впливу на ПЗП з різними типами колекторів використовується суміш кислот і, зокрема, фтористоводнева кислота (Зайцев Ю.В., Кроль B.C. Кислотная обработка песчаных коллекторов. М. «Недра», 1972, стр. 24-58.) Відомий спосіб обробки пласта, що включає уведення в свердловину фтористоводневої кислоти. Фтористоводневу кислоту нагнітають у свердловину у вигляді вихідного розчину в активній формі (з концентрацією 30-40% на поверхні ( А. С. №1462879 МПК Е21В43/27, 1986) Недоліком відомого способу є те, що при контакті з фтористоводневою кислотою (HF - реагент, що має високі корозійні властивості) нафтопромислове обладнання підпадає під кислотну корозію з утворенням солей заліза, які після нейтралізації кислоти, гідролізуючись, випадають в осад, закупорюючи його проникність і, відповідно, продуктивність свердловини. Отже, легко зрозуміти, що якщо на поверхні HF має концентрацію 30 або 40%, то в ПЗП її концентрація вже 4-5%. Зазначимо також, що майже неможливо зберегти вихідну концентрацію HF у рідкому стані до нагнітання її в ПЗП. В основу винаходу поставлене завдання створити такий спосіб обробки пласта, у якому шляхом зміни форми змішання на поверхні фтористоводневої кислоти, яку вводять в свердловину, досягається підвищення ефективності обробки за рахунок запобігання корозії нафтопромислового обладнання і закупорювання порового пласта продуктами корозії. Для вирішення завдання запропоновано спосіб обробки пласта, що включає уведення в свердловину фтористоводневої кислоти, у якому, згідно з винаходом, фтористоводневу кислоту уводять у вигляді порошкової суміші з діоксидом кремнію, поверхнево-активною речовиною і з нафтою, газовим конденсатом, або дизельним паливом, при такому співвідношенні компонентів: фтористоводнева кислота діоксид кремнію поверхнево-активна речовина нафта, газовий конденсат, або дизельне паливо 30-40 30-50 5-8 решта. Для оптимізації процесу фтористоводневу кислоту та діоксид кремнію у суміші використовують попередньо змішаними до одержання гелеподібної маси з в'язкістю 240 МПа, висушеними при температурі 30-40°С і доведеними до стану сипкого матеріалу. Пропонований спосіб грунтується на вивільненні безпосередньо в привибійній зоні свердловини хімічно-активної фтористоводневої кислоти з її попередньо одержаної на поверхні комплексної сполуки з діоксидом кремнію - аеросилом. Комплексну сполуку фтористоводневої кислоти і аеросилу одержують, змішуючи на поверхні концентровану фтористоводневу кислоту (30-40%) і SiC>2 (30-35%) до переходу її в гелеподібний стан. HF + SiO2 -» [ HF SiO2] Для утворення такого гелеподібного комплексу HF і SiO2 змішують у стехіометричному співвідношенні за основною речовиною з доведенням в'язкості 240 МПа-с, після чого при змішуванні з нафтою, газовим конденсатом чи дизельним паливом (фтористоводнева кислота за своїми хімічними властивостями надзвичайно агресивний реагент) повністю втрачає свої кислотні та корозійні властивості до того часу, поки не буде розмішана водою (вона втрачає свій неактивний стан і набуває своїх попередніх властивостей в ПЗП), де HF з притаманними ій породоруйнівними властивостями збільшує проникність ПЗП і продуктивність свердловини. Активний вплив фтористоводневої кислоти переноситься безпосередньо до ПЗП. Наявність ПАР у вигляді лігносульфата і комплексу HF-SiCb дозволяє при аерації зі стиснутим газом ( з ступенем аерації, що дорівнює 0.1-0.15) запобігти коалесценсії пухирців газу при їх пересуванні з сумішшю кислот по насосно-компресорним трубам (НКТ) та у колекторі і знизити поверхневий натяг на межі поділу фаз "нафта - нейтралізована суміш кислот". Наявність ПАР у суміші дозволяє також уповільнити розчинення карбонатів у пласті шляхом зменшення контактної поверхні кислот з карбонатами за рахунок пухирців газу. Таким чином, вивільнення водоносної частини колектора від приймання нагнітальної суміші в процесі впливу на ПЗП створює найкращі умови для проникнення в глибину пласта суміші кислот з ПАР і видалення з нього карбонатних матеріалів, що знижують приплив нафти і газу до вибою видобувної свердловини. Для збереження неактивної структури HF до надходження в ПЗП нагнітання її в свердловину проводять між двома пробками нафти, дизельного палива або газового конденсату (для газової або газоконденсатної свердловини). Пропонована суміш пройшла апробацію на зразках керна в лабораторних умовах. Відповідно до вимог експерименту за ГОСТом у кожному із зазначених сумішей кислот вміщували кубик з керну масою 6 г. У цій суміші кубик витримували 24 години, після чого його витягували з кислотного розчину і зважували на аналітичних вагах. За різницею ваги кубика до і після впливу кислотною сумішшю визначали швидкість розчинення мінералу; паралельно методом наважки (за металічними пластинками-свідкамиО визначали також швидкість корозії. Результати досліджень наведені в таблицях 1 і 2. Пропонована кислотна суміш має високу розчинну здатність високий захисний ефект від корозії. Таблиця 1 Кінетика розчинення HF у неактивній формі різних порід у суміші з ПАР Складники суміші Час повного Складники порід*, % розчинення зразка, керна, хв. 10%HF + 5-8%nAP 37.17 1 -90 2-5 3-3 20%HF + 5-8%nAP 34.68 30%HF + 5-8%nAP 13.33 40 % HF + 5-8 %ПАР 9.18 4-2 1 -90 2 -5 3 -3 4-2 1 -90 2 -5 3 -3 4-2 1-90 2 -5 3 -3 4-2 *Примітка: 1. Карбонатні сполуки в порозі. 2. Ангідридні сполуки. 3. Силікатні сполуки. 4. Інші сполуки. Таблиця 2. Зниження корозійної активності HF у безпосередньо в ПЗП. Суміш Швидкість корозії, г/м год 10%НР + 5-8%ПАР 0.6485 20%HF + 5-8%nAP 0.5918 30%HF + 5-8%nAP 0.3881 40 % HF + 5-8 %ПАР 0.3410 неактивній формі Захисний ефект 82.3 88.8 89.1 90.8 Примітка: У стовбурі свердловини корозійні процеси відсутні, оскільки HF (порошок) поступає до ПЗП у гідрофобному розчині.