Способ обработки призабойной зоны пласта
Иэобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения повышение эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков. В водонефтенасыщенный пласт последовательно закачивают смесь растворителя с ПАВ и кислотный раствор. В качестве растворителя закачивают жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360°С и ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360°С 95-99,7; ПАВ 0,3-5. Данный способ позволяет повысить проницаемость нефтенасыщенных пропластков за счет снижения проницаемости водонэсыщенных, 2 табл.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ ПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ . (21)4658615/03 (22) 04.01.89 (46)30.05.91. Бюл, hL 20 (71)Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности и Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола (72)P.З.Магарил, Ю.В.Земцов, Ф.Н.Кобелев и И.И.Краснов (53) 622.275(088.8) (56)Патент США hh 3970148, кл. Е 21 В 43/27, (166-307). (54)СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (57)Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения — Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной эоны пластов. Цель изобретения — повышение обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков. Способ осуществляют следующим образом. В водонефтенасыщенный пласт последовательно эакачивают смесь растворителя с ПАВ и кислотный раствор. В качестве растворителя закачивают жидкие продукты тяжелой смолы пиролиэа нефти с температурой кипения 150-360 С, при следующем соотношении компонентов, мас. : Св 16,5-16,8 Cg 4,8-4,94 С1о 0,60-0,65 С11 1,4-1,5 Сп 22,3-22,5 С1з 1,8-1,98 Ы2, 1652520 А1 повышение эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков. В водонефтенасыщенный пласт последовательно закачивают смесь растворителя с ПАВ и кислотный раствор. В качестве растворителя закачивают жидкие продукты тяжелой смолы пиролиэа нефти с температурой кипения 150-360 С и ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас. : жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360 С 95-99,7; ПАВ 0,3-5. Данный споСоб позволяет повысить проницаемость нефтенасыщенных пропластков за счет снижения проницаемости водонасыщенных, 2 табл. С14 1,7-1;78 Cia 0,82-0,89 Сы 0,6-0,7 С17 0,1-0,15 С1а 6-6,2 С 19 1,05-1,09 Сго 2,0-2,2 С22 0.1 0,3 С24 0,2-0,6 СгБ 1,2-1,32 Си 0,1-0,16 С2Т 0,7-0,85 Сгв 1.5-1,55 Поверхностно-активное вещество(ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас. : Жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150360 С 95-99,7 ПАВ 0,3-5 Предлагаемый способ исследовали в лабораторных условиях на моделях нефте-, во1652520 донасыщенных пластов. Для имитации обводнившегося нефтяного пласта один из кернов насыщали пластовой водой и замеряли его проницаемость по воде, другой насыщали высокосмолистой нефтью, прокачивали через него 50-100 поровых объемов этой нефти для высаждения на породе асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и замеряли проницаемость по нефти. Через два подготовленных таким образом и параллель но обвязанных керна одновременно при одинаковом давлении и температуре согласно предлагаемому способу или способу — прототипу прокачивали растворитель и кислотный состав. О эффективности способов судили по изменению проницаемостей кернов после обработки. Конкретные условия 15 обработки приведены в примерах 1-5. Пример 1. Керн насытили под вакуу, мом пластовой водой, прокачали через него 20 ,60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 108 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, ; 11,2, смол, 4,8 асфальтенов и 16,5 парафинов. Прокачали через керн 300 мл, что составляет около 50 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницае мость. Она составила 9 м.д,. Через оба керна параллельно прокачали 60 мл, что составляет около 5 поровых объемов кернов, тяжелой смолы пиролиза нефти, выки пающей в пределах 150-320 С, содержащей в качестве ПАВ прогалит марки СМ 20 (40) в количестве 0,3 мас, . В конце прокачки указанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 87 и водонасыщенного 20 м.д, После этого через керны параллельно прокачали 13,8 мл, что составляет около 1 порового объема кернов, 40 кислотного состава, содержащего, мас., хлористый водород 14; фтористый водород 2,5; полигликоль 20; вода 63,5. Керны выдерживали на.реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили 45 их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти. Она составила у водонасыщенного керна 24, а у нефтенасыщенного 116 м.д. Пример 2. Керн насытили под вакуумом пластовой водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых обьемов керна пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 70 м.д., Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, : смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 261. Прокачали через керн 590 мл, что составляет около 100 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость, она составила 3 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 100 мл, что составляет около 8 поровых объемов кернов, тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 175-340 С, содержащей в качестве ПАВ неонол A©g-12 марки СНО-ЗВ в количестве 5 мас, В конце прокачки указанного растворителя проницаемость кернов составила; нефтенасыщенного 35 м.д.,а водонасыщенного 17 м,д. После этого через керны параллельно прокачали 15,6 мл, что составляет около 1,3 парового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас. : хлористый водород 10; фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19; вода 66,4, Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их конечную проницаемость соотвественно для воды или нефти. Она составила у водонасыщенного керна— 27, а у нефтенасыщенного 48 м.д. Пример 3, Керн насытили под вакуумом водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна, пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 96 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, : смола А 11,2; асфальтены 4,8; парафины 16,5, Прокачали через 350 мл, что составляет около 60 поровых объемов керна этой же нефти и замеряли проницаемость, она составила 7 м,д, Через оба керна параллельно прокачали 60 мл, что составляет около 5 поровых объемов кернов, жидкой фракции тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 150-320 С, содержащей ПАВ марки GM 20/40 в количестве 0;1 мас. . В конце прокачки указанного раство— рителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 24, водонасыщенного 49 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 14 мл, что составляет около 1.1 порового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 14; фтористый водород 2,5; полигликоль 20; вода 6,35. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч после чего замерили их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти, она составила у водонасыщенного керна 105 м.д. у нефтенасыщенного 31 м.д, Пример 4. Керн насытили под вакуумом пластовой водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна, пластовой воды и замерили проницаемость, Она составила 115 м,д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, : смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 26,1. Прокачали через него 250 мл, что составляет около 40 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость. 1652520 Она составила 14 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 85 мл, что составляет около 7 поровых объемов кернов, жидкой фракции тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 190-360 С, содержащей ПАВ марки проголит GM 20/40 в количестве 10 мас. . В конце прокачки укаэанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 162 и водонасыщенного 34 м.д, После этого через керн параллельно прокачали 16 мл, что составляет около 1,3 поровых объемов кернов, кислотного состава, содержащего, мас. : хлористый водород 10; фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19; вода 66,4. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч. после чего замерили их проницаемость соответственно для воды или нефти, которая составила у водонасыщенного керна 43, а у нефтенасыщенного 221 м.д. Пример 5 (прототип), Керн насытили под вакуумом водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 84 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 26,1, Прокачали через керн 300 мл, что составляет около 50 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость, которая составила 12 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 70 мл, что составляет около 6 поровых объемов кернов, толуола. В конце прокачки толуола проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 52 и водонасыщенного 47 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 13,5 мл, что составляет около 1,1 порового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас. : хлористый водород 10; фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19; вода 66,4. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти. Проницаемость составила у водонасыщеиного керна 109 у нефтенасыщенного 58 м.д. Полученные результаты суммированы в табл,1. Данные .проведенных исследований свидетельствуют, что предлагаемый способ значительно эффективнее известного. Так, при воздействии иа нефте-и водоиасыщеииую горную породу проницаемость загрязненных АСИО иефтенасыщениых зон увеличивается в 12,9-16 раз. При этом проницаемость водоносных зон, вследствие тампоиирования их устойчивой эмульсией, 5 55 снижается в 2Я-4,5 раза. Использование . способа прототипа приводит к увеличению проницаемости нефтенасыщенных зон только в 4,8 раза при одновременном увеличении проницаемости водонасыщенных зон в 1.3 раза, что является отрицательным фактором. Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет кратно повысить эффективность обработки призабойнойзоны обводненного пласта, загрязненного асфальт о -смоло-парафиновыми отложениями, за счет эффективного удаления из нефтеносных пропластов АСПО и снижения на период кислотного воздействия проницаемости обводненных пропластков. Практическое применение способа позволит повысить текущую добычу нефти из обводненных скважин. Устойчивость эмульсии при смешении с водой данного растворителя с добавлением в него ПАВ и растворителя по прототипу исследована в лабораторных условиях. Для испытаний при пластовых температурах(4050 С) готовили эмульсии путем смешения указанных реагентов с пластовой водой в соотношении 1:1 по объему. Приготовленные эмульсии ставили на отстой при той же пластовой температуре. Результаты испытаний приведены в табл.2, Полученные данные свидетельствуют, что соответствующие прототипу ароматические растворители при смешении с водой образуют нестабильные эмульсии с временем их распада и разделения жидких фаз всего 6-15 мин, В аналогичных условиях соответствующий предлагаемому способу растворитель с добавлением в него 0,35,0 ПАВ при смешении с водой образует эмульсии, стабильные в течение 3 и более часов. Такого вполне достаточно для закачки в ПЗП кислотного состава и кислотной обработки пласта после закачки в него растворителя. Снижение концентрации ПАВ в растворителе ниже, указанного в табл.1 минимального значения, приводит к снижению времени стабильности эмульсии. что нежелательно. Увеличение концентрации ПАВ выше укаэанного максимального значения нецелесообразно, так как последующая кислотная обработка ПЗП занимает не более 3-6 и 8 ч (опыт 2, табл.2) вполне достаточно для заку- порки эмульсией водоносных пропластов на период кислотной обработки пласта. Формула изобретения Способ обработки призабойной эоны пласта, заключающийся в последовательной закачке через скважину в пласт раство7, 1652520 Таблица 1 Пример, ЬВ Начальная проницаемость кернов, м,д. Проницаемость кернов в конце закачки растворителя, м.д. Увеличение (+), сниженйе (— ) проницаемости кернов после об аботок, аз Проницаемость кернов после кислотной обработки, м.д. Нефтенасыщенноro для не ти Водонасыщенноro для во ы Нефтенасыщенного Водонасыщенноro Нефтена- Водонасыщенно- сыщенного го Нефтенасыщенноro В одонасы щенго П е ага об емый спос 3 14 108 96 115 87 24 162 1 7 49 116 48 31 221 24 27 +12,9 +16,0 +4,4 +15,8 — 4,5 — 2,6 +1,1 -2,7 Способ и ототип +4,8 52 47 109 +1,3 Таблица 2 Массовая доля растворителя, Массовая доля ПАВ, ok Температура опыта, ОС Время стабильности эмульсии Опыт,М Тип rIAB Тип растворителя гаемый способ П е а 99,7 0,3 Прогалит марки GM 20/40 95,0 5,0 Неонол АФя — 12 марки СНΠ— ЗВ Больше 8 ч 99,6 Неонол АФа — 12 марки СНΠ— ЗА 0,4 6ч Эмульсия не образуется, система расслаивается сразу после прекращения пеемешивания 99,9 0,1 Прогалит марки GM-20/40 рителя и кислотного раствора, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков, в. качестве раство- 5 рителя в пласт закачивают смесь жидких фракций тяжелой смолы пиролиза нефти, Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 1503200С Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 175340 С Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 190360 С Жидкая фракция тяжелой смолы пиролиза, выкипающая при 1503200С выкипающих при 150-360 С, и поверхностно-активного вещества при следующем соотношении компонентов, мас.7ь: Жидкие фракции тяжелой смолы пиролиза нефти 95-99,7 Поверхностно-активное вещество 0,3-5. 1652520 Продолжение табл. 2 Составитель H. Спасская Техред М.Моргентал Корректор С. Черни Редактор l0. Середа Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101 Заказ 1754 Тираж 374 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5
