Спосіб дії на привибійну зону свердловини

Спосіб дії на привибійну зону свердловини, який включає нагнітання та протиснення розчину, що містить вологопоглинач, неіоногенну поверхнево-активну речовину і поверхнево-активну речовину з деемульгуючими властивостями та воду, який відрізняється тим, що в розчин додатково вводять поверхнево-активну речовину амфотерного типу (циклімід) при наступному співвідношенні компонентів у розчині, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина 0,1-5,0 U 2 (13) 1 3 є недостатнім для максимального переходу поверхнево-активної речовини у нафту. Найбільш близьким до корисної моделі, що заявляється за технічною суттю є Спосіб дії на при вибійну зону свердловини, який включає нагнітання розчину, що містить вологопоглинач, неіоногенну поверхнево-активну речовину та воду, і додатково містить поверхнево-активну речовину з деемульгуючими властивостями при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина - 0,1-5,0; поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями - 0,1-2,0; вода - 0,1-50 і вологопоглинач решта, а протиснення розчину у пласт здійснюють складом, що містить компоненти у наступному співвідношенні, мас. %: неіоногенна поверхневоактивна речовина - 0,1-1,0; поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями - 0,10,5 і вода або нафта - решта, після чого свердловину залишають під тиском на реагування не менше як на 24 години, при цьому як поглинач використовують або метанол, або ізопропанол, або ацетон, або гліколі [Деклараційний патент на винахід № 30380 А, Е21В43/27, бюл. № 6, 2000, UA]. Однак, використання запропонованого способу хоч і дозволяє покращити нафтовитісняючу і проникаючу здатність розчину, все ж не забезпечує ефективного руйнування водонафтових емульсій та відновлювання початкової проникненості пласта. В основу корисної моделі поставлено задачу створити спосіб дії на привибійну зону свердловин, продуктивні пласти яких характеризуються невеликою товщиною та відносною однорідністю по проникності, яким шляхом використання нових реагентів без зміни технологічних режимів забезпечити проведення більш ефективної обробки за рахунок збільшення нафтовитісняючої здатності розчину та руйнування водонафтових емульсій. Поставлена задача корисної моделі виконується тим, що за способом дії на привибійну зону свердловини, який включає нагнітання розчину, що містить вологопоглинач, неіоногенну поверхнево-активну речовину і поверхнево-активну речовину з деемульгуючими властивостями та воду, згідно корисної моделі, розчин додатково містить поверхнево-активну речовину амфотерного типу (циклімід) при співвідношенні компонентів у розчині, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина - 1-5,0; поверхнево-активна речовина з деемульгуючими властивостями 0,1-2,0; поверхнево-активна речовина амфотерного типу (циклімід) - 0,05-1,0; вода - 0,1-50 і вологопоглинач - решта, протиснення розчину у пласт здійснюють складом, в склад компонентів якого вводять суміш поверхнево-активної речовини з деемульгуючими властивостями з поверхнево-активною речовиною амфотерного типу у співвідношенні 2:1 і у співвідношенні компонентів у складі, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина - 0,1-1,0; суміш поверхнево-активної речовини з деемульгуючими властивостями з поверхнево-активною речовиною амфотерного типу у співвідношенні 2:1 - 0,2-1,0 і сольвет нафтовий або вода - решта, після чого свердловину залишають під тиском на реагування 45185 4 не менше як на 24 години, при цьому як поглинач використовують або метанол, або ефіроальдегідну фракцію, або ацетон, або гліколі. Використання запропонованого способу дозволяє покращити нафтовитісняючу здатність розчину, збільшити проникаючу здатність розчину, руйнувати водонафтові емульсії, збільшувати водонасиченість пласта, відновлювати початкову проникненість пласта. Так, зростання нафтовитісняючої здатності досягається за рахунок зниження міжфазного натягу на контакті розчин - вуглеводнева рідина, покращення нафтовитісняючих властивостей розчину, дифузії неіоногенної ПАР у вуглеводневу фазу; відповідно зменшення її в'язкості. Зменшення міжфазного натягу досягається, в першу чергу, за рахунок використання композиції поверхневоактивних речовин, які завдяки своїм властивостям концентруються в більшості на контакті двох фаз. Кожна із поверхнево-активних речовин, що використовується, здатна зменшити міжфазний натяг до певного рівня. Подальшого зниження міжфазного натягу досягають додатковим введенням у розчин ПАР амфотерного типу (цикліміду). Завдяки синергетичному ефекту їх спільної дії досягається додаткове зниження натягу між розчином та вуглеводневою рідиною. А це в свою чергу дозволяє краще витісняти нафту та відмивати нафтову плівку із поверхні породи. Окрім того, низькі значення міжфазного натягу покращують проникаючу здатність розчину у привибійну зону, що є важливим в умовах, коли вона є забруднена водонафтовими емульсіями і має низькі значення початкової проникності. Покращенню нафтовитісняючої здатності розчину сприяє і використання суміші ПАР з деемульгуючими властивостями з ПАР амфотерного типу, визначеної у оптимальному співвідношенні 2:1, якою здійснюють протиснений розчину у пласт, що в свою чергу характеризується збільшенням в'язкості розчину і, завдяки цим факторам (збільшення в'язкості та концентрації композиції ПАР) збільшується коефіцієнт витіснення нафти, і, особливо, залишкової нафти. Крім цього, при дії на значну глибину буде спостерігатись адсорбція ПАР на поверхні породи та зменшення вмісту ПАР у розчині. При використанні композиції ПАР навіть у віддаленій зоні буде спостерігатись активна дія, що неможливе при використанні відомих розчинів. Враховуючи, що адсорбція ПАР у другій порції може бути значно меншою, тобто 0,1-1,0 %. важливим чинником, що покращує процес витіснення нафти із пласта, є дифузія ПАР із водного розчину у вуглеводневу рідину. Завдяки цьому спостерігається зниження в'язкості нафти та відрив її від поверхні породи. Оскільки процес дифузії неіоногенної ПАР із водного розчину у вуглеводневу рідину є досить тривалий, тому запропоновані розчини необхідно витримувати у пласті значний період (24-120 годин). Тому після нагнітання розчинів у привибійну зону, свердловину залишають під тиском не менше як на 24 години. Упродовж цього періоду буде відбуватись дифузія неіоногенного ПАР у нафту та руйнування водонафтових емульсій під дією деемульгаторів. Як неіоногенні ПАР використовують жиринокс, ріпок, сивенол, синтанол ДС-10, ОП-10, 5 неонол АФ-9-12 та інші. В якості ПАР амфотерного типу використовують циклімід - продукт конденсації суміші жирних кислот фракції С10-С13 з бісбетаоксіетилендіаміном кватернізованого монохлорацетатом натрію. Для ефективного руйнування водонафтових емульсій, що утворюються у привибійній зоні в процесі експлуатації свердловини, згідно запропонованого винаходу застосовувують комплекс реагентів, що володіють різним механізмом деемульгації. Одним з таких реагентів є поверхневоактивна речовина з деемульгуючими властивостями. Завдяки поверхневій активності вказана речовина адсорбується на поверхні розподілу між нафтою та водою, що й спричинює до руйнування емульсії. Як ПАР з деемульгуючими властивостями використовують деемульгатор ПМ, марки А,Б, дисолван 2830, дисолван 4411 або інші. Не менш важливим реагентом використовують вологопоглинач, дія якого базується на здатності відбирати у водонафтових емульсій воду, що й спричиняє їх руйнування. Як вологопоглинач, згідно корисної моделі, використовують або метанол, або ефіро-альдегідну фракцію, або ацетон або гліколі. Найбільш ефективним із цього ряду є метанол, інші реагенти дещо поступаються йому. Метанол, окрім цього, здатний також ефективно збільшувати нафтонасиченість пласта. Це відбувається за рахунок поглинання води, що зв'язана з поверхнею породи. При освоєнні свердловини вода разом з метанолом виноситься із привибійної зони, а нафта за рахунок цього адсорбується на поверхні. Завдяки цьому пласт із гідрофільного перетворюється у гідрофобний. Використання запропонованого способу дозволяє також відновлювати початкову проникність пласта, що відбувається за рахунок руйнування водонафтових емульсій та виносу асфальтосмолопарафінистих відкладів. Так, утворення водонафтової емульсії спричиняє до збільшення її в'язкості, що в пластових умовах призводить до відключення частини порових каналів від фільтрації пластових флюїдів. А тому при їх видалені із пласта відновлюється його початкова проникність. Для ефективної дії на пласт обробку ведуть двома розчинами. Перший - з вмістом 0,1-5,0 % неіоногенної ПАР, 0,1-2,0 % ПАР з деемульгуючими властивостями, 0,05-1,0 ПАР амфотерного типу (цикліміду) і 0,1-50 % води та водопоглинач решта до 100 %. Другий розчин - з вмістом 0,1-1,0 % неіоногенної ПАР, 0,2-1.0 % суміші ПАР з деемульгуючими властивостями з ПАР амфотерного типу у співвідношенні 2:1 і сольвет нафтовий або воду - решта до 100 %. Технологія проведення запропонованого способу характеризується наступним. Після проведення підготовчих робіт у пласт послідовно нагнітають перший та другий розчини. Залишають свердловину під тиском не менше ніж на 24 год. Після завершення процесу відтримки свердловину освоюють. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) перший розчин додатково містить поверхнево-активну речовину амфотерного типу при на 45185 6 ступному співвідношенні: 0,1-5,0 % неіоногенної ПАР, 01-2,0 % ПАР з деемульгуючими властивостями,0,05-1,0 ПАР амфотерного типу (цикліміду) і 0,1-50 % води та вологопоглинача (до 100 %); 2) після першого розчину у пласт додатково нагнітають суміш, що містить 0,1-1,0 % неіоногенної ПАР, 0,2-1,0 % суміші ПАР з деемульгуючими властивостями та ПАР амфотерного типу у співвідношенні 2:1 і сольвет нафтовий або воду (до 100 %). Порядок приготування запропонованих розчинів наступний. Приклад 1. У 99,65 г (99,65 мас. %) ацетона послідовно розчиняють 0,1 г (0,1 мас. %) води, 0,1 г (0,1 мас. %) неонолу АФ-9-12 та 0,1 г (0,1 мас. %) дисолвану 4411 і 0,05 г (0,05 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад 2. У 70 г (70 мас. %) метанолу послідовно розчиняють 25,5 г (25,5 мас. %) води, 3 г (3 мас. %) синтанолу ДС-10 та 1 г (1 мас. %) деемульгатора ПМ та 0,5 г (0,0 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад 3. У 42 г (42 мас. %) диетиленгліколю послідовно розчиняють 50 г (50 мас. %) води, 5 г (5 мас. %) барвоцелк та 2 г (2 мас. %) деемульгатора ПМ і 1,0 г (1,0 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад 4. У 99,15 г (99,15 мас. %) води послідовно розчиняють 0,1 г (0,1 мас. %) жириноксу та 0,5 г (0,5мас. %) деемульгатора ПМ і 0,25 г (0,25 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад 5. У 99,2 г (99,2 мас. %) води послідовно розчиняють 0,5 г (0,5мас. %) ОП-10 та 0,2 (0,2 мас. %) дисолвана 4411 і 0,1 г (0,1 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад 6. У 98,95 г (98,95 мас. %) води послідовно розчиняють 1 г (1,0 мас. %) неонолу АФ9-12 та 0,1 г (0,1 мае. %) дисолвана 4411 і 0,05 г (0,05 мас. %) цикліміду (з розрахунку співвідношення 2:1). Приклад здійснення способу. Для обробки вибираємо свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина свердловини - 1500 м, інтервал перфорації - 14651487 м, пластова температура - 80°С, експлуатаційна колона - 146 мм, НКТ діаметром 73 мм спущені до глибини 1460 м. За кілька років експлуатації свердловини її дебіт по нафті зменшився з майже до 1,0 т/доб. Для відновлення дебіту свердловини заплановано проведення обробки по запропонованій технології. Об'єм для даних умов свердловини складають наступні величини: перший розчин - 1,875 м3, другий розчин - 3,750 м3. Для приготування запропонованих розчинів використовують реагенти, які беруть у пропорціях, наведених за прикладами 1, 2, 3, 4, 5, 6. Відповідно з цим в окремих ємкостях готуємо 1,875 м3 першого розчину і 3,750 м3 другого розчину. Після проведення підготовчих робіт по затрубному або трубному простору свердловини нагнітають у пласт 1,875 м3 першого та 3,750 м3 другого розчину. По завершенню процесу протиснення розчинів пластовою водою, залишають свердло 7 45185 вину під тиском не менше ніж на 24 годин. Після цього свердловину освоюють і запускають її в роботу. Використання запропонованого способу дозволяє покращити нафтовитісняючу здатність роз Комп’ютерна верстка І.Скворцова 8 чину, збільшити проникаючу здатність розчину, руйнувати водонафтові емульсії, збільшувати водонасиченість пласта, відновлювати початкову проникненість пласта. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601