Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит тяжелой нефти или природного битума за счет отложения асфальтеносмолопарафиновых отложений. Сущность изобретения: в качестве углеводородной жидкости для обработки призабойных зон скважин используют фракцию α-олефинов с молекулярной формулой по углероду С₆-С₂₀ и температурой разгонки 70-300^oС, которую закачивают в пласт, продавливают, выдерживают в призабойной зоне, а затем удаляют продукты растворения. Технический результат: повышение эффективности обработки и повышение дебита скважин. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит тяжелой нефти или природного битума за счет отложения асфальтеносмолопарафиновых компонентов.

Известно, что снижение проницаемости призабойной зоны происходит в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Концентрирование АСПО происходит в основном из-за изменения термодинамических условий при движении тяжелой нефти от забоя добывающей скважины по лифту и далее по системе сбора и транспорта. Решающую роль при этом играет понижение температуры тяжелой нефти до температуры насыщения ее парафином и ниже, что вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, образование центров кристаллизации и рост кристаллов с упорядоченным расположением молекул. Для борьбы с АСПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. При химическом способе предотвращают и удаляют АСПО в нефтепромысловом оборудовании и призабойных зонах скважин, применяя химические реагенты. Механизм действия химических реагентов, предназначенных для удаления из призабойной зоны скважины, глубинного и наземного оборудования, заключается в основном в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве.

Известны способы обработки призабойной зоны добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И. З. , Мустафин Г. Г. , Юсупов И. Г. , Горюнов В. А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое дело. - 1979. - 9. - с. 8,9; Мустафин Г. Г. , Зарипов И. З. , Юсупов И. Г. , Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИнефть. -1980. - Вып. 43. -с. 48-51).

Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель с плотностью 0,69 г/см³ и низким содержанием ароматических углеводородов (3,5%), а это приводит к внутрипластовой деасфальтизации тяжелых нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Применение легких растворителей увеличивает пожаровзрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время, т. к. предложенный легкий растворитель имеет низкую температуру вспышки (-15^oС). Кроме того, успешность обработки призабойной зоны добывающих скважин легким растворителем составляет около 50%.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойных зон скважин, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт, выдерживание ее в призабойной зоне и удаление продуктов растворения (см. Комисаров А. И. и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями. - Ж. , Нефтяное хозяйство, 1988, 10, с. 41-43).

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, и увеличение их дебита.

Поставленная задача достигается тем, что в качестве углеводородной жидкости для обработки призабойных зон скважин используют фракцию α-олефинов с молекулярной формулой по углероду С₆-С₂₀ и температурой разгонки 70-300^oС.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе, т. е. о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".

В лабораторных условиях на линейных моделях исследовали эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями. Модель пласта готовили следующим образом.

В металлическую трубу длиной 50 см и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок. Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка легкой нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с повышенным содержанием АСПО проводили на 10% длины модели пласта (имитация кольматации призабойной зоны скважины АСПО). Далее осуществляли закачку углеводородной жидкости в зону с повышенным содержанием АСПО, давали выдержку в течение 24 ч. Вытеснение продуктов растворения проводили закачкой пластовой воды в другой конец модели и по фильтрационным характеристика определяли изменение проницаемости. Результаты экспериментов представлены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемый растворитель (фракция α-олефинов) для обработки призабойных зон скважин по сравнению с прототипом на 15,5-73,3% эффективнее.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более высокую эффективность обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала пласта осложненного АСПО. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородной жидкости.

Формула изобретения

Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют фракцию α-олефинов с молекулярной формулой по углероду С₆-С₂₀ и температурой разгонки 70-300^oС.

РИСУНКИ

Рисунок 1