16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу

Ефективність кислотних обробок зі зростанням їх кількості (повторення) зменшується. Особливо цей процес посилюється в багатопластових неоднорідних за проникністю пла­стах, тріщинних колекторах. З метою підвищення ефективності кислотних обробок в подібних умовах використовуються вдосконалені технології дії, селективні та направлені об­робки, кислотні обробки з використанням різних сповільнювачів. Одним з таких методів є використання загущених кислотних розчинів. Вони дають змогу одночасно збільшити і гли­бину обробки пласта, і охоплення пластів кислотною дією. Глибина обробки збільшується за рахунок використання загушувачів, які сповільнюють швидкість розчинення карбонатних порід кислотою. Збільшення охоплення пластів кислотною дією досягається за рахунок на­явності у загущених кислотних розчинів неньютонівських властивостей.

З метою інтенсифікації припливу нафти й газу із привибійної зони пласта в ЦНДЛ ВАТ "Укрнафта" розроблено декілька технологій з використанням загущених кислотних роз­чинів.

Технологія обробки привибійної зони пласта загущеними кислотними розчинами однієї в'язкості застосовується для збільшення глибини обробки, при цьому можливе деяке збільшення охоплення пластів кислотною дією. Для загущення кислотного розчину викори­стовують полімери та неіоногенні ПАР.

Як полімери можуть використовуватись карбоксіметилцелюлоза, оксіетилцелюлоза, гідроксіетилцелюлоза, поліетиленоксид, ^ полівініловий спирт, метилцелюлоза, поліакриламід. їх вміст у кислотному розчині становить 0,4—3 %. Можуть використовува­тись такі ПАР: ОП-10, неонол АФ₉-12, синтанол ДС-10, превоцел NG-12, ОС-20, поліетиленгліколь ПЕГ-115, стеарокс-920, синтанол АЦСЕ-12, стеарокс-6, проксанол-305. Вміст ПАР у кислотному розчині становить 1-23%. Оптимальна концентрація полімера за­лежить як від його фізико-хімічних властивостей, так і від пластової температури. Це сто­сується і ПАР. Тому при обробці конкретної свердловини тип загущувача підбирають із вра­хуванням його наявності на підприємстві та ефективності дії на проникність пласта, а вміст загущувача - залежно від температури інтервала, що обробляється.

Виявлено, що полімери при раціональних концентраціях забезпечують сповільнення швидкості розчинення карбонатної породи в інтервалі температур 20-70°С, а неіоногенні ПАР - у інтервалі 50—90 °С.

Важливе значення при використанні полімерних загущувачів має підбір оптимальних допоміжних речовин. Так, у випадку кислотного розчину, що містить кар-боксіметилцелюлозу, найбільш ефективним поперечно зшиваючим агентом є борна кисло­та, стабілізатором - лимонна кислота, ПАР - неіоногенні ПАР, а інгібітором корозії -ХОСП—10. Суть технології полягає у тому, що завчасно приготований загущений соляно-кислотний або глинокислотний розчин нагнітають у пласт. Тиск нагнітання кислотного роз­чину не повинен перевищувати тиск опресовування експлуатаційної колони. Після витрим­ки свердловини на реагування з породою (у випадку полімерів час очікування визначається тривалістю термокислотної деструкції) свердловину освоюють.

Технологія обробки привибійної зони пласта загущеними кислотними розчинами однієї в'язкості апробована на нафтових родовищах ДП "Долинанафтогаз". Як загущувач кислот­ного розчину використовувався неонол АФ-12.

Технологія обробки привибійної зони пласта загущеними кислотними розчинами різної в'язкості застосовується в основному для збільшення охоплення пластів кислотною дією. Суть технології полягає у циклічному нагнітанні у свердловину послідовно високов'язкого і низьков'язкого кислотного розчину. При цьому вміст загущувача у високов'язкому розчині

451

для полімерів становить 1—5 %, а для неіоногенних ПАР - 5—25 %. Як низьков'язкий роз­чин використовують або звичайний 10—15 %-ний розчин, або кислотний розчин зі загу-щувачем у кількості, що забезпечує зниження швидкості розчинення породи, але не стиму­лює значне зростання в'язкості. У випадку застосування полімерів такий вміст становить 0,2-0,3 %, а у випадку неіоногенних ПАР - 0,2-1 %. Вміст загущувачів в обох розчинах по­винен бути таким, щоб забезпечувати вирівнювання гідропровідності, як високо-, так і низькопроникного пластів. Кількість циклів обробки вибирається із розрахунку наявних у інтервалі, що обробляється, кількості пластів. Так, при наявності двох різних за про­никністю пластів кількість циклів також дорівнює двом.

Технологія обробки привибійної зони пласта загущеними кислотними розчинами різної в'язкості апробована на нафтових родовищах ДП "Долинанафтагаз", ДП "Надвірна-нафтогаз", ДП "Бориславнафтогаз, ДП "Охтирканафтогаз". Як загущувачі використовува­ли КМЦ-600, КМЦ-700, серогель, гідроксіетилцелюлозу.

Технологія обробки привибійної зони пласта корозійно-пасивними загущеними кислот­ними розчинами дає змогу, крім збільшення ефективності обробки за рахунок дії на пласт загуслими кислотними розчинами, зменшити корозійну дію на підземне обладнання. Суть технології полягає в тому, що у свердловину послідовно нагнітають екрануючу рідину і ко­розійно-пасивний загуслий кислотний розчин. Екрануюча рідина дає змогу створити на по­верхні підземного обладнання захисну плівку, що суттєво зменшує швидкість корозії. Екра­нуючою рідиною використовують розчин, що містить 2 % полімеру і 2 % інгібітора корозії катапіну КИ-1. Кислотним розчином є склад, що також проявляє понижену корозійну ак­тивність. Проведені лабораторні дослідження показують, що за певних співвідношень загу­щувачів та інгібіторів корозії спостерігається додаткове зниження швидкості корозії. На­приклад, для розчину, що містить 10 % НО і 0,5 % катапіну КИ-1, синергетичний ефект спостерігається при концентрації гідроксіетилцелюлози понад 0,8 %. У випадку великих об'ємів (понад 20 м³) кислотного розчину нагнітання екрануючої рідини слід проводити декілька разів (для поновлення захисної плівки). Залежно від пластової температури нагнітання реагентів можна проводити як по насосно-компресорних трубах, так і по затруб-ному простору. В останньому випадку нагнітання проводять при пластових температурах до 80°С без підйому підземного обладнання.

Технологія обробки привибійної зони пласта корозійно-пасивними загуслими кислот­ними розчинами апробована на нафтових родовищах ДП "Долинанафтогаз". Як загущувач використовували гідроксіетилцелюлозу.