Спосіб обробки привибійної зони пласта

Спосіб обробки привибійної зони пласта шляхом послідовної дії на неї вуглеводневим розчинником і кислотним розчином, який відрізняється 38116 3) нагнітання у пласт між розчинником і кислотним розчином буферу із водного розчину ПАР. Як розчинник пропонується використовувати: конденсат, легку нафту, дизпаливо, гас освітлювальний, газовий бензин, розчинник нафтовий 04150/200 або їх суміші. Для покращення розчинної здатності приведених вище розчинників в окремих випадках до них можна додати від 0,5% до 5% неіоногенної поверхнево-активної речовини (НПАР). А взагалі розчинник обирається в кожному конкретному випадку за результатами лабораторних досліджень в залежності від хімічного складу АСПВ. Попереднє встановлення навпроти розкритого інтервалу ванни із розчинника, яку витримують там не менше двох годин, дозволяє максимально розчинити АСПВ в позаколонному просторі і пер фораційних каналах і, тим самим, забезпечити умови для протиснення чистого розчинника у пласт. Швидкість розчинення АСПВ залежить від типу розчинника і температури. Однак, як показують результати лабораторних досліджень (див. табл.), для розчинення більше 80% АСПВ час витримки ванни із розчинника не повинен бути меншим двох годин. Нагнітання у пласт чистого від АСПВ розчинника в об'ємі, не меншому об'єму протискуючого за ним кислотного розчину, і витримка його там на реагуванні сприяє максимальному очищенню всієї зони, що підлягає кислотній дії, від АСПВ, а отже і доброму контактуванню кислотного розчину з породою пласта в усій оброблюваній зоні. Таблиця Результати розчинення АСПВ в різних вуглеводневих розчинниках (маса взірця АСПВ = 5 г, кількість використаного розчинника 100 см 3) Тип розчинника Компонентний склад АСПВ, мас.% 1 Тривалість витримки Температура, взірця АСПВ °С в розчиннику, год. 2 3 20 Парафіни - 45,5 Смоли силікагелеві - 10,4 Гас освітлювальний Асфальтени - 10,9 Масла - решту 45 60 Конденсат -“ 40 Конденсат + 5% НПАР (жиринокс) -“ 40 Конденсат + 7% НПАР (жиринокс) -“ 45 Конденсат + З% НПАР (жиринокс) 45 Легка нафта -“ 50 Розчинник нафтовий С4-150/200 -“ 45 Гас освітлювальн. + + 0.5% дісольвану -“ 40 Протиснений у пласт перед кислотним розчином буфера із водного розчину ПАР, по-перше, виключає можливість контакту розчинника, збагаченого АСПВ із кислотним розчином, а отже, і утворенню в пласті емульсії, і, по-друге, додатково сприяє поліпшенню умов для кислотної дії за рахунок витіснення розчинника із оброблюваної зони 4 1 2 4,5 1 2 3 4 1 2 4 1 2 4 1 2 3 1 2 1 2 3 1 2 3 4 1 2 3 1 2 3 Кількість розчиненого і диспергованого АСПВ, % 5 22,2 35,0 42,7 52,0 89,1 90,5 90.4 70,8 92,0 92,2 60,3 84,0 84,6 64,6 94,6 94,0 64,0 93,8 60,3 86,0 90,2 48,8 78,2 85,4 86,1 48,0 82,0 85,3 55,0 94,0 96,0 і відмиву вуглеводневої плівки з поверхні породи. Як буфер використовується водний розчин, що містить від 0,1% до 0,5% неіоногенного ПАР в об'ємі, що складає 0,2-0,5 об'єму протискуючого за ним кислотного розчину. Таким чином, використання запропонованого способу дозволяє за рахунок попереднього вста 2 38116 новлення на протязі не менше двох годин навпроти розкритого інтервалу ванни із розчинника, яку потім вимивають в міжтрубний простір вище розкритого інтервалу свіжою порцією аналогічного розчинника, який протискують у пласт в об'ємі, не меншому об'єму протискуючого за ним кислотного розчину, і витримують там на реагуванні, а також нагнітання у пласт між розчинником і кислотним розчином буфера із водного розчину ПАР, значно підвищити ефективність кислотної обробки привибійної зони пласта. Приклад здійснення способу. Нехай необхідно провести обробку привибійної зони у свердловині з такими характеристиками: де: D - вн утрішній діаметр експлуатаційної колони в зоні перфорації; d - зовнішній діаметр НКТ; hп.э - довжина перфорованої зони; hп.э = 2370 - 2290 = 80 м; V1 = 0 ,785(0,1242-0,0732)×80≃ 0,65 м 3. Об'єм порового простору забрудненої зони V2 = 0,785(D22-D12)×h×m, де: D2 - діаметр забрудненої зони; D1 - зовнішній діаметр експлуатаційної колони; h - ефективна потужність розкритого інтервалу; m - пористість. Характеристики свердловини Глибина свердловини 2382 м Інтервал перфорації 2370-2290 м Ефективна потужність 50 м розкритого інтервалу Середня пористість пласта 10% Тип колектора теригенний Діаметр експлуатаційної колони 146 мм Глибина спуску експлуатаційної 2382 м колони Товщина стінки експлуатаційної 11 мм колони в інтервалі перфорації Пластовий тиск 20 МПа Пластова температура 52°С штанговим Спосіб експлуатації глибинним насосом 2,2 т/д нафти при Дебіт свердловини обводненні продукції 30% Радіус забруднення привибійної 0,6 м зони пласта згідно гідродинамічних досліджень V2 = 0,785(1,22-0,1462)×50×0,1 ≃ 5,6 м 3. Таким чином, для обробки свердловини необхідно: 0,65 + 5,6 = 6,25 м 3 освітлювального гacy (0,65 м 3 для встановлення ванни і 5,6 м 3 для протиснення у пласт) і 5,6 м 3 кислотного розчину. Враховуючи можливості існуючих транспортних засобів, доставляють на свердловину в автоцистерні 7,5 м 3 освітлювального гасу та у кислотовозі Аз-30А 6 м 3 глинокислотного розчину наступної рецептури: 15% НСl + 3% HF + 0,1% КІ-1 + 2% оцтової кислоти + 0,3% неонолу (рецептура кислотного розчину обирається на основі досвіду проведення кислотних обробок в даних умовах). Обв'язують гирло свердловини з насосним агрегатом згідно типової схеми обв'язки обладнання при проведенні кислотних обробок. Після випробування нагнітальної лінії на герметичність при відкритій засувці на затрубному подають в колону НКТ освітлювальний гас, який доставляють до верхньої границі розкритого інтервалу. Для цього, згідно розрахунків, необхідно у свердловину подати 2370 × 0,003 + 0,65 ≃ 7,8 м 3 рідини. Враховуючи об'єм перфораційних отворів і позаколонного простору, незаповненого цементом, у свердловину подають 7,5 м 3 освітлювального гасу і 0,5 м 3 0,3% водного розчину неонолу. Закривають засувку на затрубному і витримують освітлювальний гас напроти розкритого інтервалу не менше двох годин. Після чого, відкривши засувку на затрубному і протиснувши в НКТ 0,85 м 3 0,3% водного розчину неонолу, починають протиснення розчинника у пласт. Для цього закривають засувку на затрубному і подають в колону НКТ спочатку ще 0,45 м 3 0,3% водного розчину неонолу, який разом з уже поданим в НКТ 1,35 м 3 буде протиснуто у пласт як буфер, а потім 7,55 м 3 протискуючої рідини, якою в даному випадку є також 0,3% водний розчин неонолу. Закривають свердловину на реагування не менше як на дві години. Приступають до нагнітання в колону НКТ кислотного розчину. Подавши у свердловину при закритій засувці на затрубному 1,8 м 3 кислотного розчину і протиснувши при цьому у пласт буфер 1,8 м 3 0,3% розчину неонолу, відкривають засувку на затрубному і продовжують нагнітання в НКТ кислотного розчину. Після подачі в НКТ всього кислотного розчину при відкритій засувці на затрубному подають ще в колону НКТ 1,5 Для здійснення у свердловині обробки при вибійної зони пласта, згідно даного способу, необхідно спустити колону 73 мм НКТ до нижньої границі інтервалу перфорації 2370 м. Тому як пластовий тиск у свердловині складав 0,84 гідростатичного, для заповнення свердловини використовуємо 0,3% водний розчин ПАР, наприклад, неонолу. Лабораторними дослідженнями виявлено, що АСПВ, які відклалися на підземному обладнанні, що використовується для експлуатації свердловини, і в привибійній зоні, добре розчиняються в освітлювальному гасі. Основними технологічними параметрами для розрахунку процесу є об'єм розчинника для встановлення ванни і об'єм кислотного розчину для обробки забрудненої зони, які, відповідно, дорівнюють об'єму міжколонного простору навпроти розкритого інтервалу і об'єму порового простору забрудненої зони. Об'єм міжколонного простору навпроти розкритого інтервалу V1 = 0,785(D2-d2)×hп.э., 3 38116 1,8 м 3 протискуючої рідини. Закривають засувку на затрубному і, продовжуючи нагнітання протискуючої рідини в колону НКТ, протискують кислотний розчин у пласт. На протиснення кислотного розчину у пласт в колону НКТ необхідно подати не менше 8 м 3 0,3% водного розчину неонолу. Після вит римки кислотного розчину у пласті протягом 0,5 години на реагуванні, стравлюють надлишковий тиск, свердловину промивають зворотною промивкою рідиною глушіння, піднімають НКТ, спускають глибиннонасосне обладнання та запускають свердловину в роботу. __________________________________________________________ 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. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 4