Спосіб кислотної обробки нафтонасиченого пласта та розчин для його здійснення

1 Спосіб кислотної обробки нафтонасиченого пласта, що включає попереднє насичення привибійної зони розчином породорозчиняючої речовини з наступним нагнітанням кислотного розчину під тиском, який відрізняється тим, що процес насичення здійснюють шляхом циклічного нагнітання розчину породорозчиняючої речовини та його витримки під тиском для капілярного просочування, при цьому розчин у пласт протискують рідиною, що по густині менша, ніж густина розчину породорозчиняючої речовини, а процес насичення проводять до отримання таких параметрів приймальності, що дозволяють проводити кислотну обробку під тиском з використанням серійних насосних агрегатів 2 Породорозчиняючий розчин для обробки нафтонасиченого пласта, що містить породорозчиняючу речовину та пластовий флюїд, який відрізняється тим, що додатково містить поверхневоактивну речовину або суміш поверхнево-активних речовин, що здатна зменшувати в'язкість нафти або водонафтової емульсії, як породорозчиняючу речовину використовують 20-50 % розчин гідроксиду натрію, як пластовий флюїд - легку нафту при такому співвідношенні компонентів, мас % 20-50% розчин гідроксиду натрію 2-15 поверхнево-активна речовина, що здатна зменшувати в'язкість нафти або водонафтової емульсії 3-25 легка нафта решта О 1 Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до обробок свердловин кислотними розчинами та поверхнево-активними речовинами Відомий спосіб кислотної обробки нафтонасиченого пласта, який полягає в попередньому насиченні привибійної зони пласта пластовою водою або 3% розчином соляної кислоти на пластовій воді до досягнення водонасиченості не менше 0,75 та наступному нагнітанні в нього кислотного розчину під тиском (ас СРСР №1228548, Е21В43/27) Застосування даного способу дозволяє на першому етапі збільшити водонасиченість пласта, що в свою чергу призводить до збільшення коефіцієнту питомої приймальності для водних розчинів Завдяки цьому у свердловині створюються умови для проведення стандартної кислотної обробки під тиском за рахунок чого проникність пласта значно збільшується Однак, відомий спосіб має і деякі недоліки По-перше, його застосу вання можливе тільки у свердловинах, що переводяться із видобувного фонду в нагнітальний Проведення даного способу у видобувній нафтовій свердловині із-за збільшення водонасиченості до 0,75 призводить до різкого зменшення нафтонасиченості привибійної зони, що в свою чергу призводить до збільшення дебіту свердловини по воді та зниження дебіту по нафті А це суперечить основному завданню кислотної обробки По-друге, термін проведення даної обробки займає багато часу так як пластова вода або розчин соляної кислоти на пластовій воді подається у свердловину в основному самопливом Із зниженням проникності пласта або збільшенням в'язкості нафти час проведення процесу збільшується По-третє, застосування підкисленої пластової води призводить до зростання корозійної активності розчину у відношенні до підземного обладнання Метою винаходу є створення способу кислотної обробки нафтонасиченого пласта та розчину ю C O О (О 60357 збільшення проникності пласта та створення умов для його здійснення, в якому за рахунок викорисдля проведення стандартної кислотної обробки під тання нових реагентів та зміни технологічних протиском Другий етап - це проведення безпосередцесів досягається можливість проведення кислотньої кислотної обробки ної обробки у нафтових свердловинах, що Застосування запропонованого розчину - емувидобувають нафту із збільшеною в'язкістю льсії 20-50% розчину гідроксиду натрію та поверхЦе досягається шляхом поступового насиченнево-активної речовини у легкій нафті, на першій ня привибійної зони розчином породорозчиняючої стадії обробки і забезпечує створення умов для речовини з наступним нагнітанням кислотного проведення кислотної обробки Це досягається за розчину під тиском, при цьому процес насичення рахунок часткового збільшення проникності пласта здійснюють шляхом почергового нагнітання розчита зменшення в'язкості пластової нафти, при цьону породорозчиняючої речовини та його витримка му нафтонасиченість пласта практично не зменпід тиском для капілярного просочування, а розчин шується Зростання проникності пласта досягаєтьу пласт протискують рідиною, що по густині менся за рахунок взаємодії 20-50% розчину гідроксиду ша, ніж густина розчину породорозчиняючої речонатрію з глинистими компонентами пласта, а при вини, процес насичення здійснюють до отримання температурі більше 80°С - і з силикатними компотаких параметрів приймальності, що дозволяє нентами пласта Завдяки цьому проникність припроводити кислотну обробку під тиском з викорисвибійної зони в зоні обробки може збільшитись в танням серійних насосних агрегатів Для насичен1,1-1,8 рази Хоча такі значення коефіцієнту збіня привибійної зони пласта використовують розльшення і є невеликими, але вони є достатніми чин, що містить породорозчиняючу речовину та для покращення продуктивності свердловини та пластовий флюїд, при цьому він додатково містить наступного проведення кислотної обробки Важлиповерхнево-активну речовину або їх суміш, що вим чинником для покращення проникнення кисздатна зменшувати в'язкість нафти або водонафлотного розчину у пласт є зниження в'язкості пластової емульсії, а як породорозчиняючу речовину тових флюїдів, особливо високов'язкої нафти та використовують 20 - 50% розчин гідроксиду наводонафтових емульсій Цього результату можна трію, як пластовий флюїд - легку нафту при настудосягнути використанням легкої нафти та поверхпному співвідношенні компонентів, мас % нево-активних речовин, що здатні зменшувати 20-50% розчин гідроксиду натрію 2-15 в'язкість нафти або водонафтової емульсії Легка поверхнево-активна речовина, що нафта, в'язкість якої в пластових умовах в більшоздатна зменшувати в'язкість нафти сті випадків складає декілька мПа-с, при змішуабо водонафтової емульсії 3-25 ванні з більш в'язкою нафтою буде зменшувати и легка нафта решта в'язкість ПОСИЛИТИ цей процес дозволяє викорисВикористання запропонованого способу обротання неюногенних ПАР, які здатні зменшувати бки та розчину дозволяє здійснювати кислотну в'язкість аномальнов'язких нафт Встановлено, що обробку у нафтових свердловинах, що видобувапри введенні в склад нафти із свердловини 230 ють нафту із збільшеною в'язкістю, за рахунок часБугри 5% савенолу в'язкість суміші зменшується з ткового збільшення проникності та зменшення 43,5мПа-с (при температурі 60°С) до ЗЗмПа-с, а в'язкості нафти, що має аномально високі її знапри концентрації 20% савенолу - в'язкість суміші чення, зменшувати період проведення процесора зменшується до 6,ЗмПа-с Додаткове введення в рахунок комбінування процесу природнього насисклад емульсії гідроксиду натрію призводить до чення пласта та нагнітання розчину за допомогою збільшення в'язкості системи Так, при введенні у серійних агрегатів та знизити корозійну активність склад емульсії, що містить 5% савенолу, ще 20% розчинів за рахунок використання безкислотних розчину NaOH при концентрації 5% в'язкість сисреагентів теми зростає з ЗЗмПа-с до 35,7мПа-с, при концентрації 15% - до 46,4мПа-с Тому 15% вміст розчину Необхідно ВІДМІТИТИ, що проведення кислотної гідрооксиду натрію при концентрації 20-50% у обробки нафтових свердловин пов'язане з більемульсії має бути максимальним, тобто при такошими ускладненнями, ніж проведення подібної му вмісту в'язкість емульсії буде на рівні в'язкості обробки у нагнітальних свердловинах По-перше, вихідної нафти Необхідно ВІДМІТИТИ, ЩО гідроксид зростає тиск нагнітання кислотного розчину Оскінатрію при взаємодії з окремими компонентами льки тиск нагнітання не може перевищувати тиск нафти здатний утворювати природні ПАР, що поопресування експлуатаційної колони, то в деяких кращують процес капілярного просочування завипадках це призводить до неможливості нагніпропонованого розчину Окрім савенолу як неюнотання у пласт всього запланованого об'єму кислогенні ПАР можуть використовуватись і неонол, і тного розчину По-друге, нагнітання кислотного превоцел, і жиринокс, і рінокс та ІНШІ Поряд з інрозчину у нафтонасичений пласт призводить до дивідуальними речовинами можуть використовузбільшення водонасиченості привибійної зони, що ватись і суміші поверхнево-активних речовин (віВІДПОВІДНО зменшує фазову проникність пласта по домо, що застосування сумішей ПАР є кращим нафті Якщо збільшення проникності від дії кислозавдяки додатковому синергетичному ефекту їх ти не забезпечить компенсацію зниження фазової спільної дії) Поряд з функцією зниження в'язкості проникності, то в кінцевому результаті обробка нафти поверхнево-активні речовини при запропопризведе до зниження дебіту нафти Особливо ці нованому вмісту виконують також функцію емульпроцеси посилюються при знижені середньої прогатора суміші розчину NaOH з легкою нафтою никності продуктивних пластів та із збільшенням в'язкості нафти, що видобувається Щоб уникнути вказаних проблем, запропонований спосіб здійсВміст розчину гідроксиду натрію з поверхневонюється в два етапи Перший етап - це попереднє активною речовиною у складі емульсії не повинна перевищувати 40% Це повязано з тим, що така емульсія є емульсією типу "вода" в "нафті" Завдяки цьому при проникненні у пласт його нафтонасиченість не буде змінюватись Прискорення процесу проведення обробки досягається завдяки наступній технології Оскільки процес насичення привибійної зони запропонованим розчином в природньому режимі займає багато часу, а використання серійних насосних агрегатів неможливе із-за малої приймальності свердловин, та найоптимальнішим варіантом є комбінування цих двох методів Для цього запропонований розчин нагнітають у свердловину і протискують у пласт серійним насосним агрегатом Оскільки приймальність свердловини є невеликою, то тиск нагнітання зросте до максимально можливого, тобто опресування експлуатаційної колони Процес нагнітання припиняють і залишають свердловину під тиском Завдяки поверхневій активності розчину та залишковому тиску відбуватиметься капілярне просочування запропонованого розчину у пласт ВІДПОВІДНО ТИСК у свердловині зменшуватиметься При значному зниженні тиску знов поновлюють процес нагнітання розчину у пласт Вказаний цикл повторюють до того часу, поки не отримають такі параметри приймальності свердловини, що є достатні для проведення кислотної обробки під тиском з використанням серійних насосних агрегатів Про це буде свідчити або різке зниження тиску нагнітання при ПОСТІЙНІЙ витраті рідини, або збільшення витрат рідини при постійному тиску нагнітання Оскільки процес нагнітання запропонованої рідини займає в часі великий період (від КІЛЬКОХ ГОДИН ДО КІЛЬКОХ ДНІВ), ТО густина протискувальної рідини має бути меншою, ніж густина запропонованого розчину Це забезпечує постійне його знаходження напроти продуктивного пласта та недопущення змішування розчину з протискувальною рідиною Як протискувальна рідина може використовуватись нафта, газорідинні або ПІННІ системи та інше Як кислотний розчин на другому етапі обробки можуть використовуватись різні кислотні системи Це і звичайний солянокислотний розчин, і глинокислотний розчин, і пінокислотний розчин, і газокислотний розчин Але найбільш оптимальним, виходячи із умов свердловини, є розчин соляної кислоти або глинокислоти з вмістом 2-10% тієї ж поверхнево-активної речовини, що використовується в емульсії Суттєвими ВІДМІННОСТЯМИ запропонованого способу від відомого є 1) Процес насичення привибійної зони нафтонасиченого пласта здійснюють шляхом почергового нагнітання розчину породорозчиняючої речовини та його витримку під тиском для капілярного просочування, 2) Розчин породорозчиняючої речовини протискують у пласт рідиною, що по густині менша, ніж густина розчину Суттєвими ВІДМІННОСТЯМИ запропонованого розчину від відомого є 1) розчин додатково містить поверхневоактивну речовину або їх суміш, що здатна зменшувати в'язкість нафти або водонафтової емульсії, при концентрації 3-25%, 2) як породорозчиняючу речовину використо 60357 вують 20-50% розчин гідроксиду натрію при концентрації 2-15%, 3) як пластовий флюїд використовується легка нафта Технологія приготування запропонованого розчину полягає в послідовному розчиненні у легкій нафті спочатку поверхнево-активної речовини, а потім розчину гідроксиду натрію Приклад 1 У 95г (95мас %) легкої нафти послідовно розчиняють Зг (Змас %) неонолу АФд-12 та 2г (1мас % NaOH та 1мас % води) 50% розчину гідрооксиду натрію Приклад 2 У 85г (85мас %) легкої нафти послідовно розчиняють 10г (Юмас %) савенолута 5г (2мас % NaOH та Змас % води) 40% розчину гідрооксиду натрію Приклад З У 60г (бОмас %) легкої нафти послідовно розчиняють 25г (25мас %) жириноксу та 15г (Змас % NaOH та 12мас % води) 20% розчину гідрооксиду натрію Приклад здійснення способу Для обробки вибираємо свердловину, типову для Бугреватівського родовища Так, свердловина працює з дебітом 12т/добу нафти та 2м /добу води Коефіцієнт питомої приймальності пласта по воді складає 5,3-1012м3/с/Па-м Такого значення приймальності недостатньо для проведення стандартної кислотної обробки, так як при навіть мінімальній витраті насосного агрегату (наприклад, Азшмаш-ЗОА 25л/с) необхідна величина коефіцієнту повинна складати 8,6-10 12м3/с/Па-м Для збільшення дебіту свердловини по нафті здійснюємо обробку по запропонованій технології Визначаємо здатність запропонованого розчину до зменшення в'язкості Бугреватівської нафти Встановлено, що при температурі 20°С в'язкість дегазованої нафти із свердловини складає 4024мПа-с її розбавлення на 5% легкою нафтою зменшує в'язкість Бугреватівської нафти до 1153мПа-с, а на 10% - до 427мПа-с При розбавленні даної нафти на 10% сумішшю, що містить 5% жириноксу та легку нафту, її в'язкість зменшується до 92мПа-с Використання савенолу при аналогічних умовах забезпечує зменшення в'язкості до 128мПа-с Введення у склад суміші 20% розчину гідрооксиду натрію в об'ємі 5% призводить до збільшення в'язкості нафти на 12-18мПа-с Таким чином, завчасно готуємо 6м 3 емульсії, що містить 5% розчину гідрооксиду натрію 20% концентрації, 10% жириноксу та 85% легкої нафти і 12м3 кислотного розчину, що містить 10% соляної кислоти, 2% плавикової кислоти, 5% жириноксу та 83% води Після проведення підготовчих робіт нагнітаємо у свердловину 6м 3 емульсії та притискуємо її пласт легкою нафтою При зростанні тиску до ЗОМПа (тиск опресування експлуатаційної колони) припиняємо процес нагнітання При зниженні тиску до 5ЮМПа знову нагнітаємо розчин у пласт При зростанні тиску нагнітання до ЗОМПа припиняємо процес Вказаний цикл повторюють до нагнітання всього об'єму емульсії в пласт При нагнітанні останньої порції емульсії тиск нагнітання не перевищував 22МПа, що свідчить про збільшення приймальності свердловини Проводимо визначення коефіцієнту питомої 7 60357 8 приймальності пласта Встановлено, що після риноксу та 83% води Протискують його у пласт першого етапу обробки він становить нафтою або пластовою водою при тиску не біль3 27,4-10м /Па-м Це є достатнім для проведення шому за ЗОМПа Витримують свердловину під тискислотної обробки на другому етапі Розпочинають ком 2-4 години, після чого и освоюють В резульпроцес кислотної обробки шляхом нагнітання у таті обробки дебіт свердловини збільшився до 3 ліфт 12м кислотного розчину, що містить 10% 18т/доб нафти та 3,2м/доб води соляної кислоти, 2% плавикової кислоти, 5% жи Комп'ютерна верстка А Ярославцева Підписне ТиражЗЭприм Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, Львівська площа, 8, м Київ, МСП, 04655, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119