Спосіб кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта

Спосіб кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта, що включає послідовне нагнітання у свердловину: полімерного розчину, розчину поверхнево-активної речовини (ПАР), кислотного розчину та розчину ПАР, який відрізняється тим, що нагнітання полімерного розчину здійснюють за мінімального тиску, після чого додатково нагніта C2 2 (19) 1 3 дного міцелярного розчину, загущеного розчину ПАР, кислотного розчину з додаванням ПАР та 0,1 - 1% розчину ПАР (Патент України №36210, МПК6 Е21В43/27. Спосіб комбінованої кислотної обробки пластів, опубл. 17.01.05, бюл. №1). Для загущення міцелярного розчину додають загусник на основі поліакриламіду, ефіру целюлози або неіоногенної поверхнево-активної речовини концентрацією 0,01 - 10%, як загущений розчин ПАР використовують 5 - 25% розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини або суміш полімеру з неіоногенною поверхнево-активною речовиною, кислотний розчин застосовують у суміші з неіоногенною поверхневоактивною речовиною концентрацією 2 - 15%, а як розчин поверхнево-активної речовини використовують 0,1 - 1% розчин неіоногенної поверхневоактивної речовини. Використання відомого способу забезпечує високі показники витиснення залишкової нафти та обробку низькопроникних пропластків. Для винесення продуктів реакції з пласта при застосуванні відомого способу необхідно своєчасне освоєння свердловини. При відсутності дренажу ефективність кислотної обробки зменшується. Крім того, відомий спосіб не забезпечує обробку віддаленої зони пласта. В основу винаходу поставлено завдання створити спосіб кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається можливість проведення більш ефективної кислотної дії на продуктивний пласт у свердловинах, що характеризуються високим обводненням продукції. Суть винаходу полягає у тому, що у способі кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта, що включає послідовне нагнітання полімерного розчину, розчину поверхнево-активної речовини, кислотного розчину та розчину поверхневоактивної речовини, нагнітання полімерного розчину здійснюють за мінімального тиску, після чого додатково нагнітають розчин інгібовиної соляної кислоти, для встановлення кислотної ванни або обробки перфораційних отворів, як розчин поверхнево-активної речовини використовують суміш водорозчинних нафтових сульфонатів та неіоногенної поверхнево-активної речовини за наступного співвідношення компонентів, мас.%: нафтові сульфонати 0,5-5 водорозчинна неіоногенна поверхневоактивнаречовина 0,5-5 прісна вода решта, нагнітання кислотного розчину виконують шляхом послідовного нагнітання водної суміші, містить 5 - 15% соляної кислоти, 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини, та водної суміші, що містить 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини, при цьому нагнітання розчину поверхнево-активної речовини здійснюють щонайменше двома порціями з поступовим зменшенням у порціях концентрації поверхнево-активної речовини, в об'ємі, що забезпечує відтиснення кислотного розчину від стовбура свердловини на глибину не менше 2м, з наступним 88196 4 витримуванням розчинів у пласті від 24 до 48 годин. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: - для блокування обводнених або високопроникних пропластків замість суміші полімеру та міцелярного розчину використовують тільки полімерний розчин; - для селективного блокування пропластків полімерний розчин нагнітають за мінімального тиску, що забезпечує поглинання розчину тільки високопроникними пропластками; - для деблокування низькопроникних пропластків від полімерного розчину, що частково проник у поровий колектор, додатково нагнітають розчин інгібованої соляної кислоти з метою встановлення кислотної ванни або обробки перфораційних отворів; - як розчин поверхнево-активної речовини використовують суміш водорозчинних нафтових сульфонатів концентрацією 0,5 - 5% та неіоногенної поверхнево-активної речовини концентрацією 0,5 5%; - нагнітання кислотного розчину виконують шляхом послідовного нагнітання водної суміші, 5 15% соляної кислоти, 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини, та водної суміші, що містить 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини; - розчин поверхнево-активної речовини нагнітають щонайменше двома порціями з поступовим зменшенням у порціях концентрації поверхневоактивної речовини, в об'ємі, що забезпечує відтиснення кислотного розчину від стовбуру на глибину не менше 2м; - розчин витримують у пласті від 24 до 48 годин. Селективність кислотної дії при застосуванні запропонованого способу досягається завдяки використанню на початковій стадії обробки полімерного розчину. Для поглинання полімерного розчину високопроникним, переважно обводненим пропластком, його нагнітають за мінімального тиску на першій передачі насосного агрегату. Завдяки високій проникності та спорідненості фаз (водні системи) проникнення полімерного розчину відбувається у високопроникні пропластки. Низькопроникні пропластки при цьому, через зростання гідравлічного опору, участі в фільтрації не приймають. Утворення високов'язкого буфера в обводненому високопроникному пропластку при подальшому нагнітанні розчинів суттєво зменшує їх фільтрацію. Завдяки цьому розчини, що нагнітаються пізніше, фільтруються переважно у низькопроникні пропластки. Як полімерний розчин можуть бути використані водні розчини ефірів целюлози, поліакриламіду, сополімерів акриламіду, біополімерів концентрацією 0,1-5%. Як ефіри целюлози використовують карбоксиметилцелюлозу, оксіетилцелюлозу, складні ефіри целюлози та інші. Як біополімер використовують енпосан, енпосам, С-1, А-1, ксантан. Вибір конкретного полімеру залежить від геолого-промислових умов. 5 Наприклад, при близькому розміщені різнопроникних пропластків рекомендується використовувати полімери, що розкладаються соляною кислотою (ефіри целюлози та біополімери крім А-1). При значному інтервалі перфорації (більше 50м), коли різнопроникні пропластки знаходяться на значній відстані один від одного, використовують полімери, що при контакті з соляною кислотою збільшують в'язкість розчину (сополімери акриламіду та А1). Для відновлення проникності низькопроникних пропластків, через часткове проникнення у них полімерного розчину, нагнітають 10 - 15% розчин інгібованої соляної кислоти для встановлення кислотної ванни протягом 0,5 - 1 години. В результаті контакту соляної кислоти з полімером в зоні перфораційних отворів та пристовбурній частині пласта відбувається термокислотна деструкція полімеру, що призводить до зниження в'язкості полімерного розчину. Оскільки в низькопроникних пропластках проникнення полімеру є незначним, то контакт розчину під час встановлення кислотної ванни є достатнім для її деблокування. У високопроникних пропластках також відбувається деблокування, але завдяки значному проникненню у поровий колектор основна частина полімеру не контактує з кислотою. Крім того, зона розчину з деструкційним полімером виконує роль буфера між кислотним та полімерним розчином, що попереджає їх подальший контакт. Таким чином, кислотна ванна забезпечує відновлення проникності низькопроникних пропластків, залишаючи високопроникні пропластки частково блокованими. Для кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта як кислотний розчин використовують послідовне нагнітання водної суміші, що містить 5 - 15% соляної кислоти, 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини та водної суміші, що містить 1-10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% водорозчинної неіоногенної поверхнево-активної речовини. Їх застосування пов'язано з наступними чинниками. По-перше, на пізній стадії розробки покладів видобувні свердловини вже неодноразово оброблялись кислотним розчином, а тому привибійна зона є збіднена на компоненти, що розчиняються кислотою. Оскільки основною кислотою при обробках є соляна, то карбонати у привибійній зоні відсутні. Через обмежене використання фтористоводневої кислоти в кислотних розчинах, у привибійній зоні можуть частково залишатись глинисті компоненти. Віддалена зона пласта через використання невеликих об'ємів кислотного розчину зберігає природну кількість карбонатів та глинистих компонентів. Подруге, соляна та фтористоводнева кислота є сильними кислотами, а тому швидко нейтралізуються при контакті з породою. Для обробки віддаленої зони необхідно використовувати кислоти, що діють сповільнено, якою є борофтористоводнева кислота. її особливістю є те, що вона повільно гідролізується в розчин з утворення фтористоводневої кислоти за постійної концентрації 0,1 - 0,2%. Гідроліз наступної порції кислоти розпочинається тільки після нейтралізації попередньої. Завдяки гідролізу 88196 6 кислота повільно взаємодіє з глинистими компонентами. Присутність сильної соляної кислоти в розчині сповільнює гідроліз борофтористоводневої кислоти, що відповідно сповільнює її нейтралізацію в пласті. Тому послідовне нагнітання водної суміші, що містить 5 - 15% соляної кислоти 1 - 10% борофтористоводневої кислоти i водної суміші, що містить 1 - 10% борофтористоводневої кислоти, забезпечує ефективне розчинення компонентів привибійної і віддаленої зони пласта. Присутність соляної кислоти у розчині борофтористоводневої кислоти під час фільтрації через привибійну зону пласта сповільнить процес її взаємодії з глинистими компонентами. У віддаленій зоні пласта завдяки наявності карбонатів соляна кислота буде їх розчиняти та зменшувати свою концентрацію. Зменшення концентрації соляної кислоти призводить до зростання активності борофтористоводневої кислоти, яка розчиняє глини та силікатні компоненти з більшою швидкістю. 1 - 10% розчин борофтористоводневої кислоти, що рухається за сумішшю кислот, через відсутність соляної кислоти володіє більш високою активністю і тому він здатен розчиняти глинисті компоненти у привибійній зоні продуктивного пласта. До переваг використання борофтористоводневої кислоти відноситься її здатність повільно розчиняти глинисті та силікатні породи, що у випадку утворення нерозчинних продуктів реакції забезпечує менше блокування порових каналів через їх розсіювання в об'ємі пласта. Присутність ПАР в кислотному розчині пов'язана з необхідністю додатково сповільнювати швидкість розчинення породи та покращити проникну здатність розчину. До недоліків фтористоводневої і відповідно борофтористоводневої кислот слід віднести їх здатність утворювати нерозчинні фториди кальцію та магнію при контакті з пластовою водою. Для попередження утворення такого осаду перед кислотним розчином нагнітають розчин поверхневоактивної речовини на основі суміші водорозчинних нафтових сульфонатів концентрацією 0,5 - 5% та неіоногенної поверхнево-активної речовини концентрацією 0,5 - 5%. Такий розчин володіє високими показниками витиснення залишкової нафти (понад 50% для умов різних родовищ), що забезпечує розчинення важких компонентів нафти з поверхні та збільшення площі контакту кислоти з породою під час її фільтрації в глибину пласта. Як нафтові сульфонати використовують концентрати міцелярних розчинів «КНС» або «Мирол». Ці розчини при контакті з кислотою здатні до висалювання. Для стабілізації міцелярного розчину використовують неіоногенні ПАР, які попереджують висалювання нафтових сульфонатів та дозволяють додатково підвищити витиснення залишкової нафти на 15 - 30%. При русі з пласта до вибою свердловини суміші ПАР забезпечується краще винесення водорозчинних продуктів реакції, покращується фільтрація нафти до вибою завдяки зниженню її в'язкості та відновленню проникності продуктивного пласта. Експериментальними дослідженнями встановлено, що коефіцієнт відновлення проникності при нагнітанні суміші 0,5 - 5% нафтових сульфонатів та 0,5 - 5% неіоногенної 7 ПАР через нафтонасичені або водонасичені взірці порід складає 68 - 96%. Розчин суміші ПАР нагнітають як перед кислотним розчином, так і після нього. Для забезпечення максимальних показників витиснення нафти концентрація ПАР у порції перед кислотним розчином повинна бути максимальною - тобто 3 - 5% нафтових сульфонатів та 3 - 5% ΗΠΑΡ. Нагнітання розчину ПАР після кислотного розчину виконує, в основному, роль притискувальної рідини, що забезпечує протискування кислоти на а, глибину більшу 2м від стовбура свердловини та не шкодить проникності продуктивного пласта. Тому концентрація ПАР у суміші зменшується до 0,5 - 3% нафтових сульфонатів та 0,5 - 3% ΗΠΑΡ. Оптимальним є нагнітання розчину ПАР кількома порціями. Наприклад, при трипорційному нагнітанні розчину ПАР його концентрація поступово зменшується: 2 - 3%, 1 - 2% та 0,5 - 1%. При двопорційному нагнітанні розчину ПАР його концентрація відповідно складає 1 - 3% та 0,5 - 1%. Протискування кислотного розчину на глибину більшу 2м від стовбура свердловини забезпечує відтиснення продуктів реакції в глибину пласта, де їх випадання не призводить до зниження дебіту свердловини та немає необхідності у швидкому її освоєнні. Після відтиснення кислотного розчину в глибину пласта його залишають там від 24 до 48 годин для випадання нерозчинних продуктів реакції та капілярного насичення незадіяних зон пласта розчином ПАР, який нагнітався як перед, так і після кислотного розчину. Після цього свердловину пускають в експлуатацію. При зворотному русі розчину ПАР він буде фільтруватись іншим шляхом через випадання осаду, що розширить зону витиснення залишкової нафти. Спосіб реалізується наступним чином. Завчасно готують необхідні об'єми технологічних рідин: полімерний розчин, 2-3м3 10-15% розчину інгібованої соляної кислоти, суміш 5% нафтових сульфонатів та 5% ΗΠΑΡ, водна суміш, що містить 5-15% соляної кислоти, 1-10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% НПАР, водна суміш, що містить 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% ΗΠΑΡ та пластова вода. Об'єм кислотного розчину повинен складати 1-2 максимального об'єму кислотного розчину попередніх обробок. Відповідно об'єм розчину ПАР перед кислотним розчином повинен складати 1 - 3 об'єму кислотного розчину. Об'єм розчину ПАР після кислотного розчину повинен забезпечувати його відтиснення на глибину більшу 2м від стовбура: V=pR2Hm, де R - глибина відтиснення кислотного розчину, м; Η - відкрита товщина пласта, м; m - пористість, частка. Розчин ПАР з меншою концентрацією готують шляхом розведення концентрованого розчину ПАР прісною водою. Об'єм солянокислотного розчину для встановлення кислотної ванни повинен забезпечувати заповнення інтервалу перфорації і в більшості випадків складає 2 - 3м3. Об'єм полімерного розчину для тимчасового блокування обводненого пропластка визначається практичним шляхом (або з досвіду проведення подібних обробок на даному родовищі, або в про 88196 8 цесі обробки по різкому зниженню швидкості фільтрації при заданому тиску). Спочатку нагнітають полімерний розчин за мінімального тиску. Для цього на першій передачі насосного агрегату в НКТ нагнітають запланований об'єм полімерного розчину. Якщо в процесі нагнітання спостерігається різке зниження швидкості фільтрації при тому ж тиску, то нагнітання полімерного розчину зупиняють. Надлишок полімерного розчину вимивають на поверхню. В зону інтервалу перфорації нагнітають 2-3м3 10-15% розчину інгібованої соляної кислоти і витримують кислотну ванну протягом 0,5 - 2 годин. Визначають приймальність свердловини. Кислотну дію на пласт розпочинають з нагнітання суміші 3 5% нафтових сульфонатів та 3 - 5% ΗΠΑΡ у прісній воді. Без зупинки нагнітають заплановані об'єми водної суміші, що містить 5 - 15% соляної кислоти, 1 - 10% борофтористоводневої кислоти і 0,55% ΗΠΑΡ та водної суміші, що містить 1-10% борофтористоводневої кислоти і 0,5 - 5% ΗΠΑΡ. Кислотний розчин протискують розчином суміші ПАР. Кілька порцій розчину ПАР отримують шляхом розведення концентрованого розчину ПАР (наполовину, в чотири рази, в десять разів) прісною водою. Останню порцію розчину ПАР протискують пластовою водою. Залишають свердловину під тиском на 24 - 48 годин. Приклад здійснення способу. Спосіб кислотної дії на привибійну та віддалену зону пласта застосували на свердловині 222Долинська. Вихідні дані: кондуктор спущений на глибину 143м. Технічна колона діаметром 245мм спущена на глибину 2487м. Експлуатаційна колона діаметром 168*146мм спущена на глибину 2934м та випробувана тиском 25МПа. Перфорація в інтервалі 2898 - 2727м (ефективна товщина 52м). Штучний вибій 2918м. Пластова температура 74°С. Дебіт свердловини - 3,5т/доб нафти при обводненні 78%. У свердловині періодично здійснювались кислотні обробки для підтримання видобутку. Дві останні кислотні обробки виявились неефективними. Об'єми технологічних розчинів визначили з досвіду попередніх робіт на родовищі. Об'єм полімерного розчину склав 6м3. Оскільки загальна товщина продуктивного пласта понад 100м, то для блокування обводненого пропластка використали біополімер А-1 концентрацією 0,5%. Полімерний розчин готували шляхом розчинення 3м3 культуральної рідини біополімеру А-1, що містить 1% полімеру в 3м3 прісної води. Перемішування виконували до утворення однорідного розчину. Для встановлення кислотної ванни готували 10% розчин соляної кислоти, інгібований 0,3% коразолу, в об'ємі 3м3. Об'єм кислотного розчину для дії на пласт, визначали з досвіду попередніх обробок на цій свердловині. Максимальний об'єм кислотного розчину, що використовувався під час обробки на цій свердловині, складав 24м3. Для обробки вибирали об'єм 27,5м3 (п'ять кислотовозів по 5,5м3). Відповідно об'єм першої порції складав 16,5м3, а другої - 11м3. Першу порцію кислотного розчину, що містить 10% НСІ, 3% HBF4 та 3% савенолу, готували розчиненням у прісній воді запланованих кількостей савенолу, соляної кислоти 9 88196 та борофтористоводневої кислоти. Другу порцію кислотного розчину, що містить 5% HBF4 та 3% савенолу, готували розчиненням у прісній воді запланованих кількостей савенолу та борофтористоводневої кислоти. Для визначення загального об'єму розчину ПАР визначали окремо об'єм кожної порції. Оскільки об'єм кислотного розчину складає 27,5м3, то об'єм розчину ПАР складав 35м3 (1,27 від об'єму кислоти). Склад розчину ПАР був максимальним, тобто 5% нафтових сульфонатів та 5% ΗΠΑΡ, савенолу. Об'єм притискувального розчину визначили за формулою: V = pR2Ηm=3,14*32*52*0,12= 176м3 Оскільки такий об'єм є значним, нагнітання розчину ПАР здійснювали чотирма порціями - 20м3 розчину, що містить 2,5% нафтових сульфонатів та 2,5% савенолу, 40м3 розчину, що містить 1,25% нафтових сульфонатів та 1,25% савенолу, 70м3 розчину, що містить 0,71% нафтових сульфонатів та 0,71% савенолу, 46м3 розчину, що містить 0,5% нафтових сульфонатів та 0,5% савенолу, тобто разом 176м3 розчину ПАР. Першу порцію (20м3) отримували шляхом розведення 10м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу, 10м3 прісної води. Другу порцію (40м3) отримували шляхом розведення 10м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу, 30м3 прісної води. Третю порцію (70м3) отримували шляхом розведення 10м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу, 60м3 прісної води. Четверту порцію (46м3) отримували шляхом розведення 4,6м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу, 41,4м3 прісної води. Таким чином, для реалізації способу використали 69,6м3 (35+10+10+10+4,6) концентрованого розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу. Розчин готували шляхом послідовного розчинення у прісній воді запланованих об' Комп’ютерна верстка Л. Купенко 10 ємів 50% водного розчину савенолу та 25% концентрату нафтових сульфонатів «КНС». Наступні розчини ПАР готували розведенням концентрованого розчину ПАР прісною водою. Кислотну дію розпочинали з нагнітання 6м3 0,5% розчину біополімеру А-1 на першій передачі насосного агрегату ЦА-320. Після завершення нагнітання полімерного розчину у свердловину нагнітали 3м3 10% розчину соляної кислоти, інгібованої 0,3% коразолу. Залишали кислотний розчин у стовбурі свердловини на одну годину для деблокування низькопроникних пластів. Вимивали кислотний розчин на поверхню через затрубний простір. Визначали приймальність свердловини. Потім нагнітали в НКТ 8,5м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу. Затрубний простір закривали і при тиску, що не перевищував 25МПа, нагнітали 26,5м3 розчину, що містить 5% нафтових сульфонатів та 5% савенолу, 16,5м3 першої порції кислотного розчину, що містить 10% НСl, 3% HBF4 та 3% савенолу, 11м3 другої порції кислотного розчину, що містить 5% HBF4 та 3% савенолу, 20м3 розчину, що містить 2,5% нафтових сульфонатів та 2,5% савенолу, 40м3 розчину, що містить 1,25% нафтових сульфонатів та 1,25% савенолу, 70м3 розчину, що містить 0,71% нафтових сульфонатів та 0,71% савенолу, 46м3 розчину, що містить 0,5% нафтових сульфонатів та 0,5% савенолу, та 10м3 пластової води. Залишали свердловину під тиском протягом 24 годин, після чого пустили її в експлуатацію. Використання запропонованого способу дозволяє обробляти низькопроникні пропластки як у привибійній, так і у віддаленій зоні пласта, забезпечувати високі показники витиснення залишкової нафти, покращувати процес освоєння свердловини завдяки меншому негативному впливу на проникність пласта під час фільтрації різних розчинів, подовжувати технологічний ефект після обробки. 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