Спосіб кислотної дії на продуктивний пласт

Реферат: Спосіб кислотної дії на продуктивний пласт включає послідовне нагнітання першого розчину поверхнево-активної речовини, другого розчину поверхнево-активної речовини та кислотного розчину. Як перший розчин поверхнево-активної речовини використовується водний розчин карпатолу УМ-2, а як другий розчин поверхнево-активної речовини - водний розчин карпатолу УМ-2 при концентрації 5 %. UA 110322 U (12) UA 110322 U UA 110322 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів кислотної дії на привибійну зону пласта. Відома технологія кислотної обробки, що полягає в нагнітанні у привибійну зону пласта міцелярного розчину, води та кислотного розчину (Сургучев М.Л., Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. - Μ.: Недра, 1977. - 175 с.). Використання міцелярного розчину дозволяє розчиняти залишкову нафту та асфальтосмолопарафінисті речовини, покращувати доступ кислотного розчину до поверхні породи. Кислотний розчин розчиняє породу та збільшує проникність продуктивного пласта. Вода, що нагнітається між міцелярним та кислотним розчинами, виконує роль буферної рідини і не дозволяє вказаним розчинам втрачати свої технологічні властивості. Використання відомого способу забезпечує збільшення продуктивності пласта та збільшення дебіту свердловини по нафті. Недоліком вказаного способу є нераціональне використання води, яка використовується виключно як буфер. Найближчим аналогом є спосіб комбінованої кислотної обробки пласта, що полягає в послідовному нагнітанні в продуктивний пласт водного міцелярного розчину, загущеного розчину композиції ПАР марки МЛ, кислотного розчину з додатком композиції ПАР марки МЛ та 0,1-0,5 % розчин композиції ПАР марки МЛ (А.С. 1763642 СССР, МКИ Е21В 43/27 "Способ комбинированной кислотной обработки пласта" / Касянчук В.Г., Костур Б.Н., Рудой М.И. и др./ № 4714374/03. - Опубл. 23.09.92, Бюл. № 35; UA 9854, МПК Е21В 43/27, "Спосіб комбінованої кислотної обробки пласта", / Рудий М.І.: Касянчук В.Г., Костур Б.М., Рудий МЛ. та інші. - Опубл. 30.09.96, Бюл. № 3.). Загущення першої порції ПАР, крім ефективного розчинення АСПВ та попередження передчасного змішування міцелярного та кислотного розчинів в умовах неоднорідних за проникністю покладів, також забезпечує ефективне протискування міцелярного розчину як у високопроникні, так і у низькопроникні прошарки. Це досягається завдяки рівності в'язкості обох рідин. Якби ця умова не виконувалась, то міцелярний розчин проникав би переважно у високопроникні прошарки (де створюється в'язкий буфер), а розчин композиції ПАР марки МЛ - у низькопроникні прошарки. Такий розподіл розчинів між різними прошарками зменшує облямівку між міцелярним та кислотним розчинами, що за певних умов спричиняє висалювання активних компонентів міцелярного розчину в зоні контакту. З цією метою 0,1-1 % розчин композиції ПАР марки МЛ загущується поліакриламідом або ефіром целюлози за концентрації від 0,1 до 3 %. Оптимальна концентрація загусника залежить від марки полімеру та величини в'язкості, яку необхідно досягнути (тобто в'язкості водного міцелярного розчину). Послідовне нагнітання водного міцелярного розчину та загущеного розчину композиції ПАР марки МЛ під час руху із свердловини в пласт дозволяє ефективно розчиняти та видаляти з поверхні породи вуглеводневу плівку та важкі компоненти нафти, а під час руху з пласта у свердловину після дії - ефективно витискувати та розчиняти у міцелярній системі водну фазу та продукти реакції нейтралізації. Це в свою чергу призводить до часткового зростання проникності в результаті відновлення її початкових показників. Концентрація нафтових сульфонатів у водному міцелярному розчині становить 5 %, що забезпечує максимальні показники по витісненню залишкової нафти. Недоліком даного способу є низька ефективність її проведення в гідрофобних пластах, або в пластах, що продукують нафту із значним вмістом парафінів, що пов'язано з поганими показниками проникнення водних систем в поровий колектор, що характеризується гідрофобними властивостями. За деяких умов нагнітання в такі продуктивні пласти любих технологічних рідин на водній основі стає неможливим. В основу корисної моделі поставлена задача створити високоефективний спосіб кислотної дії на продуктивний пласт, що характеризується гідрофобним характером насичення, або наявністю на поверхні значної плівки асфальтосмолопарафінистої нафти (нафтові пласти, що продукують нафту із значним вмістом парафінів або пласти нагнітальних свердловин, в які нагнітається неочищена вода з вмістом вуглеводнів), який дозволяє покращувати проникну здатність технологічних рідин на водній основі, забезпечувати максимальне витиснення залишкової нафти та адсорбованих вуглеводнів та збільшувати проникність порового колектора і дебіт нафтових свердловин чи приймальність нагнітальних свердловин. Поставлена задача вирішується тим, що у способі кислотної дії на продуктивний пласт, що включає послідовне нагнітання у свердловину першого розчину поверхнево-активної речовини, другого розчину поверхнево-активної речовини та кислотного розчину, згідно з корисною моделлю, як перший розчин поверхнево-активної речовини використовується водний розчин карпатолу УМ-2 при концентрації 0,5-2 %, а як другий розчин поверхнево-активної речовини водний розчин карпатолу УМ-2 при концентрації 5 %. Суттєвими відмінностями запропонованого способу кислотної дії від відомого є: 1 UA 110322 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 1) як перший розчин поверхнево-активної речовини використовується водний розчин карпатолу УМ-2 (ТУ У 24.1-36787733-002:2013) при концентрації 0,5-2 %; 2) як другий розчин поверхнево-активної речовини - водний розчин карпатолу УМ-2 (ТУ У 24.1-36787733-002:2013) при концентрації 5 %. Використання запропонованого способу дозволяє покращувати проникну здатність технологічних рідин на водній основі в гідрофобні пласти, забезпечувати максимальне витиснення залишкової нафти та адсорбованих вуглеводнів, збільшувати проникність порового колектора завдяки кислотній дії на породу та збільшувати дебіт нафтових свердловин чи приймальність нагнітальних свердловин. Порода гідрофобних пластів характеризується значною різницею в її насиченні водою та гасом. Наприклад, для гідрофобного взірця з Анастасіївського родовища характерно насичення водою на рівні 30-40 % від його порового об'єму. У разі насичення того ж взірця гасом показник насичення становить 70-74 %. Різниця в насиченні даного взірця протилежними фазами становить як мінімум 34 %, що характеризує його як породу, що краще насичується вуглеводнями (тобто гідрофобною). Вивчення характеру насичення гідрофобних взірців водними розчинами карпатолу свідчить про те, що вона в значній мірі залежить від концентрації нафтових сульфонатів. Встановлено, що при концентрації 1 % нафтових сульфонатів в карпатолі УМ-2 спостерігається найкраще насичення гідрофобного взірця на рівні 80-85 %, що на 10 % більше за їх насичення гасом. Подальше збільшення концентрації нафтових сульфонатів до 5 % призводить до зниження ступеня насичення гідрофобного взірця на рівні 58-63 %. Такий показник за ефективністю знаходиться між водою та гасом. Тому використання водних розчинів карпатолу УМ-2 при концентрації 0,52 % забезпечує найкраще насичення гідрофобних порід, більше навіть чим при використанні вуглеводнів. Відповідно і швидкість проникнення водних розчинів карпатолу в такі пласти буде достатньо високою. До гідрофобних порід зазвичай належать чисті породи, які краще насичуються вуглеводнями, ніж водою, або нейтральні породи, поверхня яких покрита вуглеводневою плівкою в результаті їх адсорбції. Такими породами можуть нафтові прошарки, по яким фільтрується нафта із значним вмістом парафіну (важкі вуглеводні достатньо легко адсорбуються на поверхні породи, змінюючи характер її насичення) та пласти нагнітальних свердловин, в які нагнітається неочищена вода, що містить вуглеводні. В результаті поступового надходження вуглеводнів разом з водою вони адсорбуються на поверхні породи, перетворюючи її з гідрофільної спочатку до нейтральної, а потім і до гідрофобної. Тому використання на першій стадії обробки водного розчину карпатолу УМ-2 при концентрації 0,52 % забезпечить ефективне його проникнення в такі пласти, а завдяки нафтовитисній здатності забезпечить часткове розчинення вуглеводнів та звільнення поверхні для подальшої дії іншими розчинами. Максимальне розчинення вуглеводневої плівки на поверхні продуктивного пласта забезпечує використання другого розчину поверхнево-активної речовини - 5 % за нафтовими сульфоналами водного розчину карпатолу УМ-2. Використання таких систем забезпечує витиснення від 20 до 70 % залишкової нафти залежно від її типу. Видалення вуглеводневої плівки із поверхні породи створює кислотному розчину ідеальні умови для взаємодії з пластом. Використання водного розчину карпатолу УМ-2 пов'язане з тим, що на відміну від інших міцелярних розчинів він не здатний утворювати з кислотою нерозчинних осадів і відповідно блокувати порові канали пласта. Тому після його нагнітання кислотний розчин можна використовувати без буферної рідини (раніше для цього використовували або воду, або розчин ПАР). Вибір кислотного розчину пов'язаний з геолого-промисловими умовами конкретного родовища. Він повинен містити одну нефторвмісну кислоту (наприклад, соляна, фосфорна тощо), одну фторвмісну кислоту або її сіль (фтористоводнева, кремнійфтористоводнева, борофтористоводнева кислота або фториди амонійних солей), інгібітор кислотної корозії, стабілізатор кислотного розчину, спеціальні додатки (ПАР, гідрофобізатори, інгібітори утворення гудронів тощо). Технологія проведення запропонованого способу кислотної дії полягає в наступному. Спочатку готують три різних розчини: 0,5-2 % за нафтовими сульфонатами водний розчин карпатолу УМ-2, 5 % за нафтовими сульфонатами водний розчин карпатолу УМ-2 та кислотний розчин необхідного складу. Для розрахунку об'ємів технологічних рідин базовим є об'єм кислотного розчину - він повинен бути не менше об'єму попередньої кислотної дії. Відповідно об'єм 0,5-2 % розчину карпатолу буде становити 0,25-1 від об'єму кислотного розчину, а об'єм 5 % розчину карпатолу 0,25-4 від об'єму кислотного розчину. Обробку розпочинають з нагнітання 0,5-2 % за нафтовими сульфонатами водного розчину карпатолу УМ-2. Якщо 2 UA 110322 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 приймальність продуктивного пласта є малою, то при необхідності розчин карпатолу залишають на 24 години під тиском. Після цього у пласт нагнітають заплановані об'єми 5 % за нафтовими сульфонатами водного розчину карпатолу УМ-2 та кислотного розчину необхідного складу. Склад кислотного розчину залежить від мінералогічного вмісту породи продуктивного пласта та його геолого-промислових умов. Час витримування технологічних розчинів у пласті визначається часом витримування кислотного розчину (від 0,5 до 6 годин). Приклад реалізації способу. Приклад 1. Нафтова свердловина Коханівського родовища характеризується продуктивним пластом, що складений вапняковими породами з нейтральним характером насичення та з пластовою температурою до 50 °C, нафта містить значну кількість асфальтенів, смол та парафінів, а пластова вода переважно містить хлорид натрію. Для кислотної дії на таку свердловину вміст нафтових сульфонатів у першій та другій порції розчину карпатолу УМ-2 повинен бути максимальним - 2 % у першій порції та 5 % у другій порції. Склад кислотного розчину для дії на карбонатний пласт повинен містити 10 % соляної кислоти, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 2 % оцтової кислоти. Об'єм кислотного розчину, що використовується 3 для оброблення свердловин на цьому родовищі, становить 11 м . Відповідно для першого 3 розчину карпатолу УМ-2 повинен становити 2,75 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 183 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 2567 л прісної води. Відповідно для 3 другого розчину карпатолу УМ-2 його об'єм повинен становити 22 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 3667 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 18333 л прісної води. 3 Процес кислотного діяння розпочинають з нагнітання 2,75 м 2 % розчину карпатолу УМ-2. 3 3 Потім у свердловину нагнітають 22 м 5 % розчину карпатолу УМ-2 та 11 м кислотного розчину, що містить 10 % соляної кислоти, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 2 % оцтової кислоти, та необхідний об'єм притискувальної рідини. Залишають свердловину під тиском на 2 години. Після цього у свердловину опускають спеціальне підземне обладнання і запускають свердловину в роботу. Приклад 2. Нафтова свердловина Ярошівського родовища характеризується продуктивним пластом, що складений поліміктовим пісковиком з гідрофобним характером насичення та з пластовою температурою до 90 °C, нафта містить значну кількість парафінів, а пластова вода переважно містить хлорид натрію та хлорид кальцію до 2 %. Для кислотної дії на таку свердловину вміст нафтових сульфонатів у першій порції розчину карпатолу УМ-2 повинен бути оптимальним - 1 %. У другій порції вміст нафтових сульфонатів у розчині карпатолу УМ-2 становить 5 %. Склад кислотного розчину для дії на поліміктовий пласт повинен містити 10 % соляної кислоти, 2 % фтористоводневої кислоти, 3 % савенолу, 10 % метанолу, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 1 % лимонної кислоти. Об'єм кислотного розчину, що використовується для 3 оброблення свердловин на цьому родовищі, становить 6 м . Відповідно для першого розчину 3 карпатолу УМ-2 його об'єм повинен становити 3 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 200 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 2800 л прісної води. Відповідно для 3 другого розчину карпатолу УМ-2 його об'єм повинен становити 24 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 4000 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 20000 л прісної води. 3 Процес кислотного діяння розпочинають з нагнітання 3 м 1 % розчину карпатолу УМ-2. Потім у 3 3 свердловину нагнітають 24 м 5 % розчину карпатолу УМ-2 та 6 м кислотного розчину, що містить 10 % соляної кислоти, 2 % фтористоводневої кислоти, 3 % савенолу, 10 % метанолу, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 1 % лимонної кислоти, і необхідний об'єм притискувальної рідини. Залишають свердловину під тиском на 0,5 години. Після цього у свердловину опускають спеціальне підземне обладнання і запускають свердловину в роботу. Приклад 3. Нафтова свердловина Качанівського родовища характеризується продуктивним пластом, що складений карбонатним пісковиком з переважаючим гідрофобним характером насичення та з пластовою температурою понад 90 °C, нафта містить значну кількість парафінів та смол, а пластова вода переважно містить хлорид натрію та хлорид кальцію до 6 %. Для кислотної дії на таку свердловину вміст нафтових сульфонатів у першій порції розчину карпатолу УМ-2 повинен бути мінімальним - 0,5 %. У другій порції вміст нафтових сульфонатів у розчині карпатолу УМ-2 становить 5 %. Склад кислотного розчину для дії на карбонатний пісковик повинен містити 10 % соляної кислоти, 2 % фтористоводневої кислоти, 5 % савенолу, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 1 % лимонної кислоти. Об'єм кислотного розчину, що 3 використовується для оброблення свердловин на цьому родовищі, становить 15 м . Відповідно 3 для першого розчину карпатолу УМ-2 його об'єм повинен становити 15 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 250 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 14750 л прісної 3 води. Відповідно для другого розчину карпатолу УМ-2 його об'єм повинен становити 7,5 м . Для приготування такого об'єму необхідно використати 1250 л 30 % концентрату карпатолу УМ-2 та 3 6250 л прісної води. Процес кислотного діяння розпочинають з нагнітання 15 м 0,5 % розчину 3 UA 110322 U 3 5 3 карпатолу УМ-2. Потім у свердловину нагнітають 7,5 м 5 % розчину карпатолу УМ-2 та 15 м кислотного розчину, що містить 10 % соляної кислоти, 2 % фтористоводневої кислоти, 5 % савенолу, 0,5 % інгібітору катапіну КИ-1 та 1 % лимонної кислоти, і необхідний об'єм притискувальної рідини. Залишають свердловину під тиском на 4 години. Після цього у свердловину опускають спеціальне підземне обладнання і запускають свердловину в роботу. Використання запропонованого способу кислотного діяння забезпечує зростання додаткового видобутку нафти і газу з нафтових пластів, що характеризуються гідрофобним характером насичення пластів або значним вмістом парафінів, смол та асфальтенів у нафті, що можуть спричиняти їх відкладення на поверхні породи продуктивного пласта. 10 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 15 Спосіб кислотної дії на продуктивний пласт, що включає послідовне нагнітання першого розчину поверхнево-активної речовини, другого розчину поверхнево-активної речовини та кислотного розчину, який відрізняється тим, що як перший розчин поверхнево-активної речовини використовується водний розчин карпатолу УМ-2 при концентрації 0,5-2 %, а як другий розчин поверхнево-активної речовини - водний розчин карпатолу УМ-2 при концентрації 5 %. Комп’ютерна верстка О. Гергіль Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4