Розчин для обробки продуктивного пласта та спосіб його використання

Ч МГЖ 7 Е 21 В 43/27 " РОЗЧИН ДЛЯ ОБРОБКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ТА СПОСІБ ЙОГО ВИКОРИСТАННЯ Винахід відноситься до нафтовидобувної галузі , а саме до обробок привибійної зони продуктивних пластів з використанням поверхневоактивних речовин (ПАР). Відомий спосіб обробки продуктивного пласта, що включає промивку свердловини сумішшю ДС-РАС та превоцелом WON (1 : 1 ) та Послідовне нагнітання у пласт спочатку 0,3% розчину , а потім 0,1% розчину суміші ДС - РАС та превоцелу WON з наступною витримкою свердловини протягом 1 2 -3 6 годин (Конюхова Т.З. , Кравченко И.И. Освоение и увеличение приемистости нагнетательных скважин обработкой призабойной зоны смесью анионного и неионогенного ПАВ. Нефтепромысловое дело.-1974.-Вып. 12.-С. 15-16). Застосування даного способу приймальності та проникності як привибійної , так і віддаленої зони пласта , вирівняти профіль приймальності. Однак , вказаний спосіб має і деякі недоліки. По-перше, він не забезпечує значної глибини обробки із-за використання низькоконцентрованих (0,1 - 0,3 %) розчинів поверхнево-активних речовин . По-друге, суміш превоцелу з ДСРАС не забезпечує достатнього зниження міжфазного натягу ,що зменшує кількість залишкової нафти , яка витісняється із пласта відомим розчином. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб обробки продуктивного пласта 5 в якому за рахунок використання нових реа гентів досягається можливість проведення більш ефективної обробки. Це досягається шляхом послідовного нагнітання висококонцентрованого та низькоконцентрованого розчину суміші аніонактивної та неіоногенної поверхнево-активних речовин , при цьому вміст ПАР у висококонцентрованій порції складає 2 - 10% , а в низькоконцентрованій порції 0,1 - 0,5% при співвідношенні аніонна речовина : неіоногенна речовина як 0,2 - 4 : 1 , а для розчинення суміші речовин використовують пластову воду,а як неіоногенну речовину застосовують або неонол ,або жиринокс ,або барвоцел , або синтанол , а як аніонактивну речовину - або савенол , або сульфонол , або нафтовий сульфонат. Використання запропонованого способу дозволяє збільшити глибину обробки пласта , покращити нафтовитісняючу здатність розчину , зменшити міжфазний натяг на межі вуглеводень-розчин , стабілізувати роботу глибиннонасосного підйомника рідини. Зменшення міжфазного натягу на межі вуглеводень-розчин досягаєть ся за рахунок використання суміші аніонактивної та неіоногенної поверхнево - активних речовин , додаткового введення у розчин солей (пластової води) , застосування більш ефективних ПАР.Застосування суміші АПАР і НПАР завжди є більш ефективним , ніж у випадку використання одинарних речовин.При цьому міжфазний натяг суміші є приблизно середнє арифметичне між показниками міжфазного натягу окремих речовин. Однак , вказаний показник із зростанням концентрації ПАР та температури поводить себе неодинаково.А тому оптимальний вміст суміші аніонактивної та неіоногенної ПАР буде залежати як від типу речовин , що використовуютьсядак і від їх концентрації,пластової температури.Наприклад , ОП-10 при вмісті менше 1% значно переважає по здатності зменшувати міжфазний натяг , ніж сульфонол. Однак, при зростанні вмісту ПАР більше 3% картина різко змінюється : вже сульфонол переважає ОП-10. Відповідно суміш речовин хоча і не буде досягати максимально можливих значень , але буде ефективною як при низьких , так і при високих концентраціях ПАР. При цьому щоб досягти максимально можливого зниження міжфазного натягу на кордоні нафта - розчин співвідношення ПАР у суміші необхідно змінювати. Цим і пояснюється такий широкий спектр співвідношення аніонна речовина: неіоногенна речовина як 0,2-4 :1 . Наступним шляхом покращення властивостей розчину ПАР є використання пластової води для їх розчинення. Відомо , що введення солей у склад розчину поверхнево-активної речовини дозволяє додатково зменшити міжфазний натяг. Використання для цієї мети пластової води , що містить суміш різних катіонів (калій, натрій, кальцій, магній валізо та інші ) та аніонів ( хлор, сульфати, гідрокарбонати та інші), є і оптимальним і екеномічно доцільним ніж готових форм окремих солей. Ще одним напрямком зниження міжфазного натягу є використання більш ефективних ПАР . Наприклад, використання нафтових сульфонатів замість сульфонолу може зменшити міжфазний натяг на одиндва порядки. Це пов"язано з тим, що чисті міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів здатні зменшити натяг до 10"3 - 10~4 мН/м.Сульфонол у цьому відношенні забезпечує максимум тільки 1 0 і мН/м. Завдяки зниженню міжфазного натягу розчином суміші АПАР та НПАР та збільшенню їх концентрації покращується і нафтовитісняюча здатність розчину. Так 0,1-0,3% розчини суміші превоцелу та ДС-РАС забезпечують довитіснення 1,4-5,2% залишкової нафти (для умов Долин ського родовища). В той же час 2-10% розчину суміші НПАР (неонол, жиринокс, барвоцел. Синтанол) та АПАР (сульфонол, савенол, нафтовий сульфонат) забезпечують довитіснення 8,6-47,2% залишкової нафти. Збільшення концентрації ПАР у першій порції окрім покращення нафтовитісняючої здатності забезпечує відповідно і збільшення глибини обробки пласта. Це досягається за рахунок постійного підтримання розчину у активній формі, не дивлячись на постійну адсорбцію ПАР на поверхню породи. Завдяки цьому розчин суміші ПАР ( ще при достатній, але вже меншій, ніж вихідна, концентрації) буде ефективно діяти на пласт у віддаленій зоні. Завдяки наявності поверхнево-активної речовини у привибійній зоні пласта на певний інтервал часу буде забезпечуватись ефективна робота глибиннонасосного підйомника. При русі пластової рідини до стовбура свердловини буде відбуватись поступова десорбція ПАР з поверхні пласта і її перехід у рідину. Наявність у різнофазній пластовій рідині (нафта, вода, газ) поверхнево-активної речовини дозволяє її частково структурувати, що, в свою чергу, покращує роботу підйомника та призводить до збільшення видобутку пластових флюїдів . Технологія проведення запропонованого способу полягає в наступ ному. На поверхні завчасно готують необхідний об"єм 2-10% розчину суміші АПАР та НПАР у пластовій воді шляхом поступового розчинення у пластовій воді спочатку неіоногенної речовини, а потім аніонної речовини. Після цього частину приготовленого розчину відбирають і розбавляють до необхідної концентрації пластовою водою. При необхідності другу порцію готують аналогічно першій. Нагнітання розчинів у пласт здійснюють як по колоні НКТ, так і по затрубному простору шляхом послідовної закачки 2-10% розчину суміші ПАР, 0,1-0,5% розчину суміші ПАР та протискувальної рідини ( нафта або пластова вода). Залишають свердловину під тиском на 24-72 години, після чого її освоюють. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є : 1. висококонцентрована порція містить 2-10% суміші ПАР; 2. низькоконцентрована порція містить 0,1-0,5% суміші ПАР; 3. співвідношення аніонна речовина : неіоногенна речовина у суміші ПАР складає як 0,2-4 : 1 ; 4. для розчинення суміші ПАР використовують пластову воду; 5. як неіоногенну ПАР використовують або неонол, або жиринокс, або барвоцел, або синтанол; як аніонактивну ПАР використовують або савенол, або сульфонол, або нафтовий сульфонат. Приклад здійснення способу. Для обробки привибійної зони пласта вибираємо свердловину, типову для нафтових свердловин. Вихідні дані: глибина свердловини - 2460м, інтервал перфорації - 2420-2440 м, НКТ діаметром 73мм спущені на глибину 2420 м. В результаті 1,5-річної експлуатації свердловини її дебіт зменшився з 4,5 т/доб нафти при обводненні 72,4% до 1,4 т/доб нафти при обводненні 94,5%. Для відновлення дебіту нафти пропонується проведення обробки по запропонованій технології. Об"єм розчину, що необхідно нагнітати в пласт, вибирається із співвідношення 0,1-1м3 на їм перфорованої товщини (наприклад, 1м3/м). Відповідно загальний об"єм розчину складає 20м , із них 10м висококонцентрованої та 10 м3 низькоконцентрованої порції. Співвідношення АПАР : НПАР вибирається в залежності від речовин, що використовується. Наприклад, для пари савенол-жиринокс це співвідношення складає 1,5 : 1,тобто 60% савенолу та 40% жириноксу. Готують 1 1м 3 5% розчину суміші ПАР шляхом послідовного розчинення в 10450 кг пластової води 220 кг жириноксу і 330 кг савенолу. Після цього відби 8 рають їм3 5 % розчину і розбавляють його 9м3 пластової води. Після приготування вихідних розчинів розпочинають їх нагнітання у пласт. При відкритому затрубному просторі нагнітають у ліфт 7,5м3 5% розчину савенолу з жириноксом. Закривають затрубний простір і -нагніі тають при тиску, не більшому за тиск опресовки, 2,5м 5% розчину савенолу з жириноксом, 10м3 0,5% розчину савенолу з жириноксом та 10м3 пластової води. Залишають свердловину під тиском на 24 години. Після витримки свердловини приступають до її освоєння.