Спосіб обробки низькотемпературних свердловин

Спосіб обробки низькотемпературних свердловин, що включає нагнітання неіоногенних та ані 34227 часткове змішування різних розчинів ПАР у поровому просторі тільки покращить показники витіснення залишкової нафти (неіоногенні та аніоноактивні ПАР є сумісними). Буфер із розчинів неіоногенної ПАР дозволяє аніоноактивній поверхневоактивній речовині не контактувати із пластовою водою, яка може висолити активні компоненти із розчину. А це послаблює нафтовитісняючі властивості ПАР та може призвести до блокування порових каналів. Концентрація поверхнево-активних речовин у кожній порції має бути такою, щоб забезпечувалось хоча б 30% витіснення залишеної нафти. А тому перша та друга порція повинна містити 2-10% поверхнево-активної речовини. Третя порція розчину ПАР повинна була б також містити таку кількість, але після проходження перших двох порцій така необхідність відпадає. Третя порція ПАР, в основному, відіграє роль буферної рідини, а тому вміст ПАР у розчині зменшується до 0,1-2%. Головним критерієм при виборі неіоногенного ПАР є його добрі показники по витісненню залишкової нафти при температурах до 60°С. Лабораторні дослідження показали, що неіоногенні ПАР порізному ведуть себе при температурах до і після 60°С. Так, загальновідомі ПАР, такі як неонол АФ912 або превоцел володіють хорошими нафтовитісняючими властивостями при температурах понад 70°С. При зменшенні температури до 40°С ефективність витіснення залишкової нафти вказаними ПАР різко зменшується. В цих умовах такі поверхнево-активні речовини як "жиринокс" або "прогаліт" в декілька разів переважають показники нафтовитісняючої здатності, що характерні для превоцелу або неонолу. Необхідно відмітити, що ефективність "жириноксу" або "прогаліту" по витісненню залишкової нафти із зростанням температури понад 60°С зменшується, тобто кожне неіоногенне ПАР має свої оптимальні умови використання. А тому перед обробкою необхідно із наявних ПАР вибрати найбільш ефективний по витісненню реагент. Із аніоноактивних ПАР для обробки привибійної зони, в першу чергу, необхідно використовувати міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів, наприклад, карпатол, мирол та інші. При їх відсутності можуть використовуватись інші ПАР, такі як сульфонол, пінол, сульфонат. Проведення запропонованої технології полягає в наступному. Із наявних у нафтогазовидобувному управлінні неіоногенних ПАР вибирається шляхом лабораторних досліджень поверхневоактивна речовина, що володіє найкращими нафтовитісняючими властивостями при заданій температурі продуктивного пласта. Після цього готу ють три порції розчинів: 2-10% розчин НПАР, 210% розчин АПАР та 0,1-2% розчин НПАР. Послідовно нагнітають їх у продуктивний горизонт низькотемпературної свердловини. Витримують свердловину 6-72 години під тиском, після чого її освоюють одним із відомих методів. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) нагнітання аніоноактивних та неіоногенних ПАР здійснюють роздільно за таким порядком: розчин неіоногенної ПАР, розчин аніоноактивної ПАР, розчин неіоногенної ПАР; 2) концентрація поверхнево-активної речовини у першому та другому розчині становить 2-10%, а в третьому розчині - 0,1-2%; 3) як неіоногенна поверхнево-активна речовина використовується речовина, що забезпечує хороші нафтовитісняючі властивості по залишковій нафті при температурах до 60°С, наприклад, жиринокс або прогаліт. Приклад здійснення способу. Для обробки вибираємо свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина - 2030 м, інтервал перфорації - 1990-1880 м, пластова температура 48°С на глибині 1950 м, НКТ діаметром 73 мм опущені на глибину 1880 м. У наявності в НГВУ із неіоногенних ПАР є жиринокс, прогаліт та превоцел, із аніоноактивних ПАР - сульфонол та карпатол. Проводимо лабораторні дослідження на насипній моделі з визначення найбільш оптимальних ПАР з точки зору нафтовитісняючих властивостей. Встановлено, що при температурі 48°С на нафті із даного родовища коефіцієнт довитіснення залишкової нафти становить для прогаліту 48,6%, для жириноксу - 40,2%, для превоцелу - 28,4%, для карпатолу - 46,3% і для сульфонолу - 14,0%. Відповідно, для обробки використовуємо прогаліт та міцелярний розчин "карпатол". Вміст активної речовини у першій та другій порції становить 5%, а в третій - 0,5%. Об'єми розчинів вибираємо такі: перший -3 мЗ, другий - 6 мЗ, третій - 6 мЗ. В окремих ємностях готують відповідно 3 мЗ 5% розчину прогаліту, 6 мЗ 5% розчину "карпатолу", 6 мЗ 0,5% розчину прогаліту. Після проведення підготовчих робіт послідовно нагнітають у свердловину З мЗ 5% розчину прогаліту, 6 мЗ 5% розчину "карпатолу", 6 мЗ 0,5% розчину прогаліту та 5,8 мЗ пластової води. Залишають свердловину під тиском на 48 годин, після чого її освоюють. 2 34227 __________________________________________________________ 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. 3 34227 (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 4