Спосіб обробки привибійної зони продуктивного пласта

МН6Е21 В 43/27 Спосіб обробки привибійної зони продуктивного пласта Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до обробок привибійної зони пласта розчинами з використанням поверхнево-активних речовин (ПАР). Відомий спосіб обробки привибійної зони пласта, що включає в себе нагнітання у нафтоносні пласти 5 % розчину, приготовленого на основі води з використанням ПАР типу сульфонату Карпатол [1]. При закачці у нафтоносні пласти цей розчин зменшує капілярні сили, якими утримується пластова вода в поровому середовищі нафтонасиченого пласта, за рахунок чого забезпечується витіснення води із привибійної зони пласта при меншому пластовому тиску, що сприяє збільшенню коефіцієнта видобутку нафти із пласта. Недоліком вказаного способу є те, що в умовах неоднорідних по проникності пластів поглинання розчину відбувається в основному у високопроникні пропластки, через які і до їх обробки пластова нафта в основному рухається до свердловини. В низькопроникні пропластки розчин поступає в значно меншій мірі, в результаті чого пластова вода в них продовжує залишатися і тому після обробки ці пропластки становлять значний гідравлічний опір для руху пластової нафти до свердловини. Це пов'язано з тим, що при реалізації вказаного способу в процесі приготування розчину ПАР не враховуються значення міжфазного натягу на границі розділу між приготовленим водяним розчином конкретного із наявних ПАР і нафтою з того пласта, який передбачається обробляти даним розчином. Метою запропонованого винаходу є такий спосіб обробки привибійної зони пласта, при якому крім вищевказаних переваг відомого способу оброб 2 ки буде можливість приготовляти розчин з такими із наявних ПАР, які є найбільш ефективними для даного родовища нафти, а їх концентрація в розчині буде такою, яка забезпечить оптимальні нафтовитисні властивості. Це досягається тим, що в пласт нагнітається розчин ПАР на основі прісної чи мінералізованої води, при цьому концентрація ПАР у прісній чи мінералізованій воді складає 1,2 ... 1,5 від концентрації, при якій досягається найбільше зниження міжфазного натягу на межі розділу розчин та нафта з пласта, де передбачається проведення обробки, при цьому для визначення вказаної концентрації приготовляють проби розчинів з різними поверхневоактивними речовинами у прісній чи мінералізованій воді при концентрації від 1 % до б %, вимірюють при пластовій температурі міжфазний натяг на межі розділу між цими пробами і нафтою з пласта, визначають оптимальну концентрацію поверхнево-активної речовини у розчині, що відповідає мінімальному значенню міжфазного натягу при меншому вмісту поверхневоактивної речовини, а для обробки вибирають таку поверхнево-активну речовину із наявних, що забезпечує найменше значення міжфазного натягу. Одним із визначальних параметрів, який впливає на нафтовитисні властивості розчинів, є міжфазний натяг на границі розділу між цим розчином і пластовою нафтою [2]. За допомогою міжфазного натягу можна вибирати як ПАР для розчину на основі прісної чи мінералізованої води, так і його концентрацію в ньому. Причому, чим меншим є вказане значення міжфазного натягу, тим більш ефективним є такий ПАР для обробки. Окрім цього, збільшення концентрації ПАР у водяному розчині вище тієї концентрації, яка відповідає мінімальному значенню міжфазного натягу не збільшує ефективності обробки, а лише призводить до перевитрат ПАР, які є досить дорогоцінними. З метою вибору ПАР для водяного розчину для обробки привибійної зони продуктивного пласта приготовляють проби розчинів з наявними ПАР однакової концентрації (наприклад, 5 %) в прісній чи мінералізованій воді, вимірюють при пластовій температурі міжфазний натяг на границі розділу з між цими пробами і нафтою з пласта, де передбачається проводити обробку, а для обробки вибирають такий ПАР, значення міжфазного натягу на границі розділу між міцелярним розчином якого і пластовою нафтою є найменшим при однаковій концентрації в порівнянні з іншими ПАР. Як ПАР для розчинів для оброки привибійних зон пласта можуть бути використані концентрат нафтових сульфонатів, сульфонол, сумірол, савенол, неонол, карпатол, жиринокс, піноутворювачі та інші. Вимірювання міжфазного натягу на границі розділу між водяним розчином відповідного ПАР і нафтою з пласта, де розташована свердловина, обробку продуктивного пласта якої передбачається проводити, здійснюють за допомогою приладу, який реалізує метод обертової краплі (наприклад, прилад ВМН-1М, розробки Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу[3]). Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. Для обробки продуктивного пласта із наявних вибирається такий ПАР, приготовлений водяний розчин якого буде мати найнижчий міжфазний натяг на границі розділу з пластовою нафтою при пластовій температурі і при однаковій концентрації в порівнянні з іншими ПАР. 2. Оптимальна концентрація ПАР в розчині вибирається на основі залежності, отриманої при проведенні вимірювань міжфазного натягу в за лежності від концентрації цього ПАР у водяному розчині. 3. За кінцеву концентрацію ПАР у водяному розчині для обробки пла ста приймають таку концентрацію, яка враховує коефіцієнт адсорбції ПАР при проходженні цього розчину по свердловинному обладнанню до пласта (наприклад, 1,2 ... 1,5). Технологія проведення запропонованого способу є наступна. Із свердловини, де передбачається проводити обробку пласта, відбирають пробу нафти в кількості, необхідній для проведення вимірювань міжфазного натягу. Здійснюють вимірювання міжфазного натягу на границі розділу між нафтою і водяними розчинами наявних ПАР 5 %-ої концентрації в прісній чи 4 мінералізованій воді. Температура, при якій проводять вимірювання міжфазного натягу, повинна відповідати пластовій температурі. Для обробки привибійної зони пласта вибирають розчин з таким ПАР, значення міжфазного натягу якого на границі з нафтою є найнижчим. Після цього приготовляють зразки водяного розчину з різними концентраціями вибраного ПАР у ньому (від 1,0 % до 6,0 % через кожні 0,5 %). Знову вимірюють міжфазнии натяг на границі нафти із приготовленими зразками водяних розчинів різних концентрацій вибраного ПАР. За оптимальну концентрацію ПАР у розчині для обробки пласта вибирають таку концентрацію, яка відповідає мінімальному значенню міжфазного натягу при меншому вмісті ПАР. Для обробки пласта використовують розчин з оптимальною концентрацією ПАР, враховуючи крім цього коефіцієнт адсорбції ПАР при проходженні розчину по свердловинному обладнанню до пласта. Зупиняють свердловину для проведення обробки. Готують водяний розчин вибраного із наявних ПАР визначеної концентрації і в об'ємі з розрахунку 1 м3 на 1 м товщини продуктивного пласта. Нагнітають у свердловину приготовлений водяний розчин ПАР. Після цього водяний розчин ПАР задавлюють у продуктивний пласт прісною чи мінералізованою водою з тим, щоб весь приготовлений водяний розчин знаходився у продуктивному пласті. Після витримки свердловини на протязі 24 ... 36 годин приступають до її освоєння. Прикладі В таблиці приведені результати вимірювання міжфазного натягу розчинів різних ПАР (Карпатол-5, Савенол NWP, Сумирол 198, ПУ-1) на основі прісної води на границі розділу з нафтами різних родовищ України (Турутинське, Бугриватівське, В. Бубнинське НГВУ «Охтирканафтогаз», Північно-Долинське НГВУ «Долинанафтогаз») при пластових температурах кожного із цих родовищ і концентраціях в розчинах 5 %. Як видно із результатів вимірювань для Турутинського родовища найкращим ПАР є Карпатол-5, для Бугриватівського родовища - Савенол NWP, для В. Бубнинського родовища - Сумирол 198, для Долинського родовища Карпатол-5. Таблиця - Результати вимірювання міжфазного натягу на границі між розчином на основі прісної води і пластовою нафтою Родовище Пластова темп.,0 С Поверхнево-активна речовина Карпато Савенол Сумирол ПУ-1 Турутинське 70 л-5 0,52 NWP 1,23 198 0,65 1,56 Бугриватівське 80 0,96 0,63 1,14 2,10 В. Бубнинське 90 0,29 0,51 0,23 1,32 Долинське 67 0,097 0,43 0,38 0,65 Приклад 2. З метою визначення оптимальної концентрації наявного ПАР у розчині на основі прісної води приготовляють проби розчину з концентраціями вибраного ПАР в ньому від 1,0 % до 6,0 % через кожні 0,5 %, вимірюють при пластовій температурі міжфазний натяг на границі розділу між цими пробами і нафтою з пласта, де передбачається проводити обробку, визначають оптимальну концентрацію ПАР у розчині, що відповідає мінімальному значенню виміряного міжфазного натягу при меншому вмісті ПАР. Із збільшенням концентрації ПАР у водяному розчині міжфазний натяг зменшується і при досягненні певної концентрації подальшого зменшення міжфазного натягу не відбувається. Тому така концентрація вважається оптимальною концентрацією ПАР у розчині. На приведеній фігурі зображені залежності міжфазного натягу міцелярних розчинів різних ПАР з різними концентраціями на основі прісної води, які вибрані згідно вищевказаної таблиці для відповідних родовищ при їх пластових температурах. Як видно із фігури для Турутинського родовища оптимальною концентрацією Карпатолу-5 є 3,8 %, для Бугриватівського родовища - Савенол NWP з концентрацією 4,0 %, для В. Бубнинського родовища - Сумирол 198 6 з концентрацією 3,7 %, для Долинського родовища - Карпатол-5 з концентрацією 3,2 %. Приклад 3. Розраховують концентрацію ПАР у розчині на основі прісної води і його об'єм з врахуванням коефіцієнту адсорбції при проходженні розчину по свердловинному обладнанню до пласта, товщини продуктивного пласта і глибини його залягання. Для Турутинського родовища коефіцієнт адсорбції приймають рівним 1,45. При товщині пласта ЗО м концентрація Карпатолу-5 буде рівною 5,51 %, а об'єм розчину - ЗО м3. Для Бугриватівського родовища коефіцієнт адсорбції приймають 1,4 і при товщині пласта 27 м концентрація Савенолу NWP буде рівною 5,6 %, а об'єм розчину 27 м3. Для В. Бубнинського родовища коефіцієнт адсорбції приймають 1,45 і при товщині пласта 35 м концентрація Сумиролу 198 буде рівною 5,37 %, а об'єм розчину - 35 м3. Для Долинського родовища коефіцієнт адсорбції приймають рівним 1,5 і при товщині пласта 40 м концентрація Карпатолу-5 буде рівною 4,8 %, а об'єм розчину - 40 м3. Приклад 4. Технологія обробки привибіиної зони продуктивного пласта приготовленим розчином ПАР, наприклад, для Турутинського родовища включає такі основні технологічні операції, які виконують в наступній послідовності: за допомогою відповідного технологічного обладнання приготовляють біля свердловини ЗО мЗ водяного розчину Карпатолу-5 з концентрацією його в розчині 5,51 %; зупиняють експлуатаційну свердловину і нагнітають в неї ЗО мЗ приготовленого водяного розчину Карпатолу-5; за допомогою прісної чи мінералізованої води задавлюють весь розчин Карпатолу-5 в продуктивний пласт; витримують експлуатаційну свердловину із закачаним розчином Карпатолу-5 в продуктивному пласті на протязі ЗО год.; освоюють свердловину. Перелік посилань 1. Ліскевич Є. І., Михайлюк В. Д., Смук Ю. М. Стан, проблеми і перс пективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України. Тези доповідей і повідомлень. Львів, 1995, с. 91. 2. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н. М. Шерстнев, Л. М. Гурвич, И. Г. Булина и др. - М.: Недра, 1988. - 184 с. 3. Кісіль І. С. Характерні особливості вимірювання міжфазного натягу рідин методом обертової краплі. - Разведка и разработка нефтяных и газо вых месторождений, вып. 27, респ. міжв. н/т збірник. - Львів: Вища школа, 1990, с. 100-105. Від заявника: ник НГДП анафтогаз» рнов Спосіб обробки привибійної зони продуктивного пласта Міжфазний натяг, мН/м 1,5 2,5 3,5 4,5 5 5,5 6 Концентрація ПАР в міцелярному розчині на основі прісної води, % 1- Карпатол 5 - нафта (Турутинське родовище), 2- Савенол NWP - нафта (Бугриватівське родовище), 3- Сумирол 198 - нафта (В. Бубнинське родовище), 4- Карпатол 5 - нафта (Долинське родовище). Фігура Автори Р. І. Кісіль М. М. Лилак М. І. Рудий С В. Бульбас В. С .Копичко В. П. Заєць