Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель повышение эффективности отработки продуктивного пласта за счет полного удаления из призабойной зоны капиллярно удерживаемой воды, растворения и предупреждения повторного выпадения в осадок растворенного при горении порохового заряда асфальтосмолопарафиновых отложений. Для этого в качестве рабочей жидкости в ствол скважины закачивают 0,01 0,20%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (дипроксамин 157-65М) в кубовом остатке производства бутиловых спиртов. Затем в рабочей жидкости сжигают пороховой заряд. Для приготовления рабочей жидкости используют товарную форму: 70 80%-ный раствор дипроксамина в кубовом остатке производства бутиловых спиртов. Способ позволяет увеличить дебит нефти более чем в 6 раз. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых пластов. Целью изобретения является повышение эффективности обработки низкопроницаемых коллекторов путем полного удаления из обрабатываемой зоны капиллярно удерживаемой воды, полного растворения и предотвращения повторного выпадения в осадок при горении порохового заряда растворенных асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Для осуществления способа готовят 0,01-0,2%-ный рабочий раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) дипроксамина 157-65 М (ДПА 157-65М) в кубовом остатке производства бутиловых спиртов (КОПБС). Для приготовления рабочего раствора используют товарную форму активного растворителя следующего состава, мас. КОПБС 20-30 ДПА 157-65М 70-80 В скважину заливают приготовленный раствор в объеме, не меньшем необходимого для восстановления динамического уровня жидкости в стволе скважины, снижающегося за счет его оттеснения при сжигании порохового заряда. Так, если динамический уровень жидкости снизится на 300 м, то минимальный объем раствора должен составить 3,5 м³. Максимальный объем закачки рабочего раствора равен объему скважины, однако использование такого объема экономически нецелесообразно. Поднимают глубинное скважинное оборудование и в интервал обработки опускают пороховой заряд и сжигают его в среде закаченного в скважину рабочего раствора. Производят спуск в скважину глубинного оборудования. Скважину пускают в работу. КОПБС представляет собой однородную маслянистую жидкость от желтого до светло-коричневого цвета плотностью 870-910 кг/м³ (при 20^оС) с кинематической вязкостью при 20^оС 1,45˙10^-6 м²/с, температурой застывания ниже минус 50^оС, температурой вспышки 65^оС и имеет следующий состав, мас. Изомасляный альдегид 0,95-1,0 Нормальный масляный альдегид 1,15-1,5 Изобутиловый спирт 2,5-3,7 Нормальный бутиловый спирт 9,47-10,0 Бутилизобутиловый эфир 2,0-3,5 Изобутилформиат 0,19-0,5
Нормальный бутилформиат 0,21-0,55
2-Этилгексанол 17,0-18,5
Спирты С₈ и выше 1,57-2,2
Высшие сложные эфиры 18,3-20,5
Высококипящие продукты
(> 180^оС) 46,66-38,05
Дипроксамин 157-65М представляет собой светлую прозрачную подвижную жидкость плотностью 945 кг/м³ при 20^оС с вязкостью соответственно 0,05; 0,09; 0,22 Па˙с при 20,0 и 20^оС и температурой застывания минус 50^оС. Дипроксамин 157-65М это азотсодержащий блок-сополимер окисей этилена и пропилена, продукт взаимодействия этилендиамина с окисью пропилена и последующего оксиэтилирования полученного полимера. Он содержит в молекуле до 30% гидрофильной части с мол.м. около 1500 и 70% гидрофобной части с мол.м. 5000 от массы всей молекулы. Он частично водорастворим. Использование именно дипроксамина 157-65М определяется тем, что наличие его в растворителе способствует связыванию капиллярно удерживаемой низкопродуктивным коллектором воды. Кроме того, наличие аминогруппы в молекуле способствует образованию пленки из молекулы ПАВ на поверхности коллектора. В данном способе наряду с дипроксамином 157-65М могут быть использованы и другие НПАВ на основе азотсодержащих реагентов. Сущность способа состоит в следующем. В связи с тем, что в данном способе перед сжиганием порохового заряда ствол скважины заполняют раствором НПАВ в КОПБС, то при горении заряда пороха обеспечивается проникновение в призабойную зону пласта нагретой жидкости на неводной основе с низким поверхностным натяжением, т.е. раствора НПАВ в высших спиртах, каковыми являются КОПБС. При проникновении этой жидкости с высокой температурой в пласт происходит удаление адсорбированной, гидратационной и капиллярно удерживаемой воды из пористой среды в зоне обработки путем растворения воды, отмыва ее с поверхности породы и эмульгирования в мелкодисперсную фазу. Одновременно происходит растворение и изменение структуры осадков АСПО. Кристаллы парафина частично растворяются, а большая их часть переходит в виде мелкодисперсных коллоидных частиц в раствор. Поэтому они не образуют крупных частиц. Размер дисперсных коллоидных частиц асфальтосмолопарафиновых соединений составляет 1-5 мм, что в 5-10 раз меньше среднего размера пор, и поэтому их удаление из призабойной зоны пласта после обработки даже при температуре ниже начала кристаллизации АСПО (ниже 60^оС) не составляет трудности. Кроме этого, НПАВ адсорбируются на очищенной от воды и парафина поверхности порового пространства породы и создают на ней защитную пленку, которая предотвращает в дальнейшем отложения на ней парафина при эксплуатации скважины. Это увеличивает время поддержания высокой проницаемости призабойной зоны пласта и сохраняет повышенную продуктивность скважины. Для определения оптимального соотношения ингредиентов в активном растворителе испытаны различные растворы дипроксамина 157-65М в КОПБС. Результаты приведены в табл. 1. Наибольшей эффективностью по предотвращению образования АСПО обладает рабочая жидкость, содержащая 20-30 мас. КОПБС и 70-80 мас. дипроксамина 157-65М. Снижение доли КОПБС в смеси ниже 20 мас. приводит к увеличению времени отмыва нефтяной пленки, а ее повышение до более 30 мас. к снижению эффекта отмыва и повышению дисперсности частиц. Для исследования способности рабочей жидкости связывать капиллярно удерживаемую воду в виде стойкой мелкодисперсной эмульсии, стабилизированной асфальтосмолопарафиновыми соединениями, проведены лабораторные сравнительные испытания рабочих жидкостей по данному способу, аналогу и прототипу. Для этого готовили искусственные эмульсии, состоящие из безводной нефти, воды, АСПО нефтяного месторождения и соответствующей рабочей жидкости. Эмульсии готовили в миксере с числом оборотов 10 с^-1, затем помещали во встряхиватель Вагнера и встряхивали в течение 2 ч при 60^оС. Объем выделившейся воды замеряли через 0,5; 1,0 и 2,0 ч (в процентах от первоначального содержания в эмульсии). Результаты представлены в табл. 2. Таким образом, с рабочей жидкостью по данному способу образуется стойкая эмульсия, способная в течение 2 ч удерживать до 25% воды, т.е. больше, чем известные рабочие жидкости. Кроме того, данная рабочая жидкость способна диспергировать АСПО и предотвращать их повторное выпадение в осадок. П р и м е р. Способ реализован в промысловых условиях на скважине, в которой вскрыт нефтяной пласт в интервале 1484-1493 м. Нефть залегает в терригенных коллекторах с проницаемостью 0,08 мкм². Нефть имеет плотность 929 кг/м³ и кинематическую вязкость 171,9 мм²/с при 20^оС. В ней содержится, мас. асфальтены 4,6; силикагелевые смолы 40,7; парафины 3,25. Твердые асфальтосмолопарафиновые отложения, выпавшие на насосно-компрессорных трубах при эксплуатации скважины, имеют следующий компонентный состав, мас. вода 6,11; парафин 67,91; смолы 19,38; асфальтены бензольные 2,8; асфальтены спиртобензольные 2,1; минеральная часть 1,7. На указанной скважине во время ее эксплуатации проведена обработка призабойной зоны пласта известным по аналогу способом сжиганием порохового заряда АДС-6 в зоне перфорации скважины в среде водного раствора ПАВ (дисолван 4411), однако она не обеспечивала устойчивого увеличения нефтедобычи, решили провести обработку призабойной зоны продуктивного пласта данным способом. Перед осуществлением данного способа в скважине, как и при обработке известным способом, были определены динамический и статический уровни жидкости, забойное и пластовое давления, замерены дебиты нефти и жидкости и рассчитан коэффициент продуктивности. На скважину завезли емкость 20 м³, автоцистерной было завезено 18 м³ КОПБС, в емкость влили 25 дм³ ПАВ (ДПА 157-65М). Насосным агрегатом Азинмаш-30А в течение 20 мин содержимое емкости перемешивали. Затем выкидную линию насосного агрегата соединили с затрубным пространством скважины и закачали в затрубное пространство 2/3 объема (12 м³) раствора НПАВ в КОПБС. На скважине установили подъемный агрегат Азинмаш-43А и извлекли из скважины глубинно-насосные штанги и вставной плунжерный насос. Насосно-компрессорные трубы допустили до нижних дыр перфорации, т.е. до глубины 1493 м. В затрубное пространство скважины закачали оставшиеся 6 м³ раствора. Подняли все насосно-компрессорные трубы из скважины. С помощью каротажного подъемника ПК-2 на геофизическом кабеле в зону перфорации опустили пороховой заряд АДС-6 массой 140 кг и воспламенили его пропусканием электрического тока. После сжигания порохового заряда подняли кабель, опустили в скважину насосно-компрессорные трубы и вставной штанговый насос. Насосом удалили рабочую жидкость из скважины, сняли кривую восстановления уровня в скважине и определили коэффициент продуктивности скважины. Пустили скважину в постоянную эксплуатацию. В аналогичных геологических условиях для сравнения проводили также обработку призабойной зоны известным (прототип) способом на нефтяной скважине, в качестве рабочей жидкости при обработке которой был использован газовый конденсат. Для обеспечения безопасности условий труда 2/3 объема скважины над газовым конденсатом были заполнены пластовой водой плотностью 1170 кг/м³. Результаты обработки призабойной зоны продуктивного пласта по известным и данному способам приведены в табл. 3. Производительность скважины (дебит и коэффициент продуктивности) после обработки по данному способу возросла в 6,1 раза. Скважина устойчиво работает с повышенным дебитом в течение 400 сут. Это свидетельствует о высокой степени очистки призабойной зоны пласта и устойчивом притоке жидкости из пласта в скважину. Эффективность обработки скважины по данному способу не менее чем в 6 раз выше чем при обработке известными способами.

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА включающий закачку в ствол скважины рабочей жидкости и последующее сжигание в ее среде порохового заряда, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности обработки за счет полного удаления из обрабатываемой зоны капиллярно удерживаемой воды, полного растворения и предотвращения повторного выпадения в осадок растворенных при горении порохового заряда асфальтосмолопарафиновых отложений, в качестве рабочей жидкости в ствол скважины закачивают 0,01-0,20%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества дипроксамина 157-65М в кубовом остатке производства бутиловых спиртов.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2