Спосіб кислотної дії у видобувній свердловині

Спосіб кислотної дії у видобувній свердловині, що передбачає видалення забруднень із стовбура свердловини, видалення продуктів реакції, очищення привибійної зони, видалення продуктів реакції, обробку віддаленої зони продуктивного пласта, видалення продуктів реакції, який відрізняється тим, що видалення забруднень із стовбура свердловини виконують послідовним C2 2 (19) 1 3 розчинів здатен розчиняти гіпсові відкладення, але не повністю. При їх спільному використанні забезпечується синергетичний ефект, тобто розчинність солей в більшій мірі ніж при застосуванні кожного із них. Вказаний спосіб не забезпечує розчинність глинистих забруднень. Найбільш близьким до запропонованого за технологічною суттю є спосіб солянокислотної обробки нагнітальної свердловини, що включає послідовне здійснення наступних операцій: попередній дренаж свердловини фонтануванням протягом 40 хвилин до виходу чистої води (забезпечується очистка вибою від забруднень), встановлення на вибої кислотної ванни в об'ємі 3м3 12% розчину соляної кислоти протягом 1 години, видалення продуктів реакції шляхом виливу свердловини протягом 1 години до виходу чистої води, нагнітання у пласт 22м3 12% розчину соляної кислоти для очистки системи щілин та перових каналів продуктивного пласта з наступним витримуванням розчину у пласті протягом 18 годин, видалення продуктів реакції з пласта шляхом дренажу протягом 4 годин [Редькин И.Н., Соколов А.Г., Гостев Ю.Ф. и др. О выборе рациональной технологии кислотных обработок нагнетательных скважин при закачке сточных вод // Нефтепромысловое дело. - 1971. - № 6. - С. 3134]. Застосування відомого способу забезпечує ефективне видалення карбонатних відкладень як з підземного обладнання, так і з привибійної зони пласта, що призводить до суттєвого зростання приймальності нагнітальної свердловини. Недоліки. По-перше, використання солянокислотних розчинів дпя ліквідування забруднень забезпечує розчинення тільки карбонатних компонентів. По-друге, у випадку комбінованих забруднень (важкі компоненти нафти, асфальтосмолопарафінисті речовини (АСПР) та мінеральні компоненти) застосування тільки кислотних розчинів є недостатньо ефективним, так як забезпечує розчинення тільки одного з компонентів. В результаті такого механізму через деякий час інші забруднення будуть блокувати поверхню від Їх подальшого розчинення. По-третє, використання такого об'єму кислотного розчину забезпечує ліквідування забруднень та обробку тільки привибійної зони. Віддалена зона пласта залишається не задіяна в процесі кислотної обробки. В основу запропонованого винаходу покладено завдання створити спосіб кислотної дії у видобувній свердловині, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається ефективне видалення забруднень як у стовбурі свердловині, так і у привибійній зоні пласта та забезпечується обробка віддаленої зони пласта при збереженні проникності привибійної зони пласта. Суть винаходу полягає в тому, що видалення забруднень з стовбура свердловини виконують послідовним встановленням трьох динамічних ванн шляхом циклічного подавання розчину в зону відкладень рівними-порціями з загальним часом витримування розчину до 2 - 6 годин, розчин для 91583 4 першої та третьої ванни містить 10 - 15% соляної кислоти, 0,5 - 10% фтористоводневої або борофтористоводневої кислоти, 1 5% водорозчинної неоіоногенної поверхнево-активної речовини (НПАР), 0,3-1% інгібітора кислотної корозії, вода - решта, а розчин для другої ванни містить 5 - 40% гідроксиду натрію, 0,5 - 5% водорозчинної НПАР, вода - решта, очищення привибійної зони виконують послідовним нагнітанням лужного й глинокислотного розчину на глибину до 0,5м з використанням розчинів, що є аналогічними до використовуваних для видалення забруднень з стовбуру. свердловини, та наступним освоєнням свердловини, а обробку віддаленої зони продуктивного пласта виконують послідовним нагнітанням у пласт лужного розчину, що містить 5 - 10% гідроксиду натрію, 0,5 - 3% водорозчинної . НПАР, вода - решта і глинокислотного розчину, що містить 5 - 15% соляної кислоти, 1 - 10% борофтористоводневої кислоти, 1-5% водорозчинної НПАР, вода - решта, які протискують у пласт на глибину не менше 0,5 метра 0,5 5% водним розчином ПАР. Як водорозчинну неіоногенну ПАР можна використовувати савенол, стінод, неопрол, неонол, КНС. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) ванну здійснюють у динамічному режимі шляхом циклічного подавання розчину в зону відкладень рівними порціями з загальним з часом витримування розчину до 2 - 6 годин; 2) як розчин для здійснення кислотної ванни використовують глинокислотний розчин з додаванням 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР та 0,3 - 1% інгібітора кислотної корозії; 3) ліквідування забруднень у привибійній зоні здійснюють шляхом послідовного нагнітання 20 40% розчину гідроксиду натрію з 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР і глинокислотного розчину з додаванням 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР та 0,3 - 1% інгібітора кислотної корозії на глибину до 0,5м та наступним освоєнням свердловини; 4) обробку віддаленої зони здійснюють шляхом послідовного нагнітання 5 - 10% розчину гідрооксиду натрію з 0,5 - 3% водорозчинної неіоногенної ПАР та сумішшю 5 - 15% соляної та 1 - 10% борофтористоводневої кислот з додаванням 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР; 5) протискування лужного та глинокислотного розчину у пласт здійснюють 0,5 - 5% водним розчином ПАР на необхідну глибину, але не менше як 0,5м; Спосіб реалізується наступним чином. На першому етапі запропонованого способу проводять кислотну ванну: очищення здійснюють шляхом встановлення трьох динамічних ванн кислотної, лужної та кислотної. Тип кислотного розчину, що використовується для встановлення ванни, залежить від характеру забруднень. Так, при відкладенні карбонату кальцію як розчин для здійснення ванни достатньо використовувати 10 15% розчин соляної кислоти. Для розчинення забруднень, що містять глинисті компоненти, 5 необхідно використовувати суміш 10 - 15% соляної та 0,5 - 5% фтористоводневої кислот. Для розчинення гіпсу найкраще використовувати кислотний розчин з попереднім нагнітанням лужного розчину, 20 - 40% гідрооксиду натрію. Досить часто відкладення у свердловині характеризуються додатковим відкладенням невеликих кількостей важких компонентів нафти (асфальтенів, смол, парафінів), то для здійснення ванни у склад лужного та/або кислотного розчину, що використовують, додатково вводять 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР, які здатні вимивати, диспергувати або розчиняти АСПР. При використанні трьох розчинів динамічну ванну здійснюють шляхом послідовного встановлення спочатку кислотної ванни, потім лужної ванни і знову кислотної ванни з витримуванням першої і третьої ванни протягом 0,5 - 2 годин, а другої ванни - протягом 0,5 - 6 годин. Продукти реакції лужного розчину вимивають на поверхню або хоча б у затрубний простір свердловини. Другий етап - це очищення привибійноЇ зони пласта. Промисловий досбід показує, що найбільший негативний вплив забруднень на продуктивність свердловини відбувається при їх проникненні або утворенні на віддалі до 0,5м від стовбура свердловини. Тому для їх розчинення використовують ті ж самі системи, що і у стовбурі свердловини - тобто лужний та глинокислотний розчин з тим же вмістом компонентів. Об'єми технологічних рідин вибираються такими, щоб забезпечити обробку продуктивного пласта на глибину-до 0,5 м. При цьому об'єм лужного розчину повинен складати 0,3-1:1 від об'єму кислотного розчину. Процес ліквідації забруднень у привибійній зоні пласта полягає в послідовному нагнітанні в пласт спочатку 20 - 40% розчину гідроксиду натрію з 1 - 5% неіоногенної ПАР, а потім глинокислотного розчину, що містить 5 - 15% соляної кислоти, 0,5 -5% фтористоводневої кислоти, 1 - 5% неіоногенної ПАР та 0,3 - 1% інгібітора кислотної корозії. Для покращення процесу розчинення забруднень у пласті нагнітання розчинів здійснюють при мінімальному тиску для сповільнення швидкості фільтрації та кращої взаємодії з важкорозчинними сполуками. Свердловину освоюють одним із відомих способів. На третьому етапі здійснюють обробку віддаленої зони продуктивного пласта шляхом послідовного нагнітання 5 - 10% розчину гідроксиду натрію з 0,5 - 3% водорозчинної неіоногенної ПАР та сумішшю 5 - 15% соляної та 1-10% борофтористоводневої кислот з додатком 1 - 5% водорозчинної неіоногенної ПАР. Об'єм глинокислотного розчину, що використовується для обробки віддаленої зони, повинен бути більшим за об'єм розчинів, що використовувався для очищення привибійної зони і визначається необхідною глибиною обробки продуктивного пласта. Витримування свердловини на реакцію кислоти з породою здійснюють через сповільнений характер взаємодії борофтористоводневої кислоти. Її час повинен складати 0,5 - 2 години. Без зупинки у свердловину для протискування лужного й глинокислотного розчину у глибину пла 91583 6 ста нагнітають 0,5 - 5% водний розчин ПАР. Основним критерієм при виборі ПАР є мінімальний негативний вплив на проникність продуктивного пласта. Тому для цього використовують НПАР, які практично не впливають на проникність привибійної зони. За рахунок цього зберігається збільшена проникність вже обробленої зони та забезпечується витиснення залишкової нафти з продуктивного пласта. За рахунок значного зменшення міжфазного натягу при застосуванні розчину ПАР для протисненая кислотних розчинів забезпечується своєчасне та повне освоєння продуктивної о пласта в процесі експлуатації видобувної свердловини. Об'єм 0,5 - 5% розчину ПАР визначається глибиною протискування глинокислотного розчину на необхідну відстань, але не менше як 0,5м (тобто глинокислотний розчин для оброблення віддаленої зони повинен бути відтиснений на більшу глибину, ніж зона ліквідування забруднень, зона обробки якого складає максимум 0,5м). Останню порцію 0,5 - 5% розчину ПАР протискують у пласт пластовою водою. Після витримування розчинів у пласті протягом 0,5 - 2 годин свердловину освоюють.... Приклад здійснення способу. Для здійснення запропонованого способу вибираємо типову свердловину для умов НГВУ „Долинанафтогаз". Наприклад, у свердловині 179-Північно-Долинська кондуктор опущений на глибину 152м. Технічна колона діаметром 245мм опущена на глибину 2416м. Експлуатаційна колона діаметром 168*146мм опущена на глибину 2970м та випробувана. тиском 25МПа. Перфорація в інтервалі 2881 - 2774м (ефективна товщина 48м). Штучний вибій 2931м. Пластова температура - 74°С. Пористість пласта в середньому складає 12,4%. Дебіт свердловини - 6,5т/д нафти при обводненості продукції 58%. У свердловині періодично спостерігається інтенсивне відкладення солей та гіпсу у привибійній зоні (зниження дебіту по рідині) та на підземному обладнанні (присутність на експлуатаційній колоні та НКТ в інтервалі -2600 2780м). Для відновлення попереднього дебіту , свердловини рекомендується проведення запропонованого способу. У свердловині здійснювали підготовчі роботи підняли підземне обладнання та опустили НКТ на глибину 2880м. Для очищення підземного обладнання приготували 3м3 25% водного розчину гідрооксиду натрію,, що містить 3% савенолу, та 6м3 глинокислотного розчину, що містить 10% інгібованої коразолом соляної кислоти, 3% фтористоводневої кислоти та 5% савенолу. Після приготування через НКТ нагнітали 3м3 глинокислотного розчину та 6,4м3 пластової води. Закрили затрубний простір. Створили тиск у свердловині і залишили її на витримування протягом 20 хвилин. Динамічну .ванну створили шляхом отравления тиску через затрубний простір та нагнітання через НКТ через кожні 15 хвилин 2,5м3 пластової води'по 0,5м3 у кожній порції. Відкрили затрубний простір і в колону НКТ нагнітали 20м3 пластової води для вимивання продуктів реакції. Нагнітали 3м3 25% лужного .розчину та 6,4м3 пластової води. Закрили 7 91583 затрубний простір. Створили тиск у свердловині і залишили її на витримування протягом 20 хвилин. Динамічну ванну створили шляхом стравлення тиску через затрубний простір та нагнітання через 3 НКТ через кожні 30 хвилин 2,5м пластової води 3 по 0,5м . Відкрили затрубний простір і в колону НКТ нагнітають 20м3 пластової води для вимивання продуктів реакції. Знову нагнітали 3м3 глинокислотного розчину та 6,4м3 пластової води. Закрили затрубний простір. Створили тиск у свердловині і залишили її на витримування протягом 20 хвилин. Динамічну ванну створили шляхом стравлення тиску через затрубний простір та нагнітання через НКТ через кожні 15 хвилин 2,5м3 пластової води по 0,5м3 у кожній порції. Відкрили затрубний простір і в колону НКТ нагнітали 20 м3 пластової води для вимивання продуктів реакції. Вирахували об'єми технологічних рідин для наступного етапу наступним чином. При середній пористості 12,4% для обробки ближньої зони потрібно 6,0м3. Виходячи з цього та конкретних геолого-промислових умов приготували 2м3 25% водного розчину гідрооксиду натрію з додатком 3% савенолу та 4м3 глинокислотного розчину, що містить 10% інгібованої коразолом соляної кислоти, 3% фтористоводневої кислоти та 5% савенолу. Нагнітали у свердловину послідовно 2м3 лужного розчину, 4м3 глинокислотного розчину та 4м3 пластової води. Затрубний простір перекрили і на першій передачі насосного агрегату при тиску до 25МПа нагнітали 6м3 пластової води. Залишили Комп’ютерна верстка Д. Шеверун 8 свердловину під тиском на 2 години. Тиск стравили та здійснили освоєння свердловини компресором. Для третього етапу вирахували об'єми технологічних рідин наступним чином. Оскільки максимальний об'єм попередніх обробок складав 16,5м3, то для даної обробки приготували 22м3 (4 кислотовози по 5,5м3). Склад глинокислотного розчину наступний - 10% інгібованої коразолом соляної кислоти, 5% борофтористоводневої кислоти та 5% савенолу. Об'єм 5% НПАРміцелярного розчину „КНС" для протискування вибрали як два мінімальних об'єми, тобто 12м3. При відкритому затрубному простору нагнітали в НКТ 8,9м глинокислотного розчину. Затрубний простір перекрили і при тиску до 25МПа нагнітали 13,1м3 глинокислотного розчину, 12м3 5% міцелярного розчину „КНС" та 10м пластової води. Залишили свердловину під тиском на 1 годину та пустили її в експлуатацію. В результаті проведеної кислотної обробки дебіт у свердловині 179Північно-Долинська збільшився до 8,2т/д при обводненості 65%. Використання запропонованого способу дозволяє розчиняти комбіновані забруднення (карбонати, глини, важкі компоненти нафти тощо) як у привибійній зоні пласта, так і на підземному обладнанні, здійснювати кислотну дію на віддалену зону пласта, збільшувати глибину обробки завдяки сповільненню швидкості розчинення породи та відтиснення кислоти на значну глибину. Підписне Тираж 26 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