Способ повышения продуктивности скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и повышения продуктивности в обводненных нефтяных скважинах, призабойная зона и нефтепромысловое оборудование которых заблокированы асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Способ повышения продуктивности скважин включает закачку в ПЗП, продавку и выдержку в пласте реагента-растворителя и удаление продуктов растворения и диспергирования из пласта, отличается тем, что в качестве реагента-растворителя используют эмульсию, содержащую НПАВ - синтанол АЛМ-10 или АЛМ-2, или ОС-20, углеводородный растворитель и воду в массовом соотношении 0,06:1:1, перед закачкой ее в пласт осуществляют обработку эмульсией с помощью круговой ее циркуляции труб, насосного и внутрискважинного оборудования, а после удаления продуктов растворения и диспергирования из пласта проводят обработку призабойной зоны суспензией в углеводородном растворителе химически модифицированного по поверхности высокодисперсного оксида кремния - белой сажи, кремнистой пыли или опоки со степенью гидрофобности 96,0-98,0%. В качестве углеводородного растворителя используют широкую фракцию легких углеводородов, конденсат, керосин, лигроин или дизельное топливо. Технический результат: эффективное удаление парафиновых отложений и создание гидрофобизированных зон пласта в обводненных скважинах. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения продуктивности в обводненных скважинах, призабойная зона и нефтепромысловое оборудование которых заблокированы асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО).

Известен способ удаления АСПО в скважинах и призабойной зоне пласта (ПЗП) путем закачки в зону воздействия водных эмульсий, содержащих ПАВ. Для этих целей используют реагент РТ-1 [ПАВ (сульфокислоты) в ароматическом растворителе] в виде 5-20% водной эмульсии или с углеводородным растворителем в количестве 0,5-20% (RU патент 2115799, кл. Е 21 В 37/06, 1998).

Эта обработка не носит комплексного характера и способ не позволяет достаточно эффективно удалять АСПО. При наличии застарелых отложений в скважине очистку от них необходимо осуществлять с помощью неразбавленного 100%-го реагента РТ-1, что приводит к удорожанию скважино-операций.

Известен ряд комплексных способов, в которых удаление АСПО из скважины и призабойной зоны пласта сочетается, например, с кислотной обработкой (RU патент, 2103477, кл. Е 21 В 37/00, 1998). Этот способ является двухстадийным. Сначала производится обработка ПЗП путем закачивания в нее растворителя на основе хлор- и/или фторуглеводородов, а затем кислотная обработка раствором сульфаминовой кислоты в пластовой воде.

Способ предусматривает применение достаточно дорогих и токсичных галогенуглеводородов, которые вызывают серьезные осложнения для дальнейшей переработки нефти, являясь "ядами" для катализаторов нефтехимических производств. Кроме того, хлорфторуглеводороды запрещены Программой ООН по охране окружающей среды (ЮНЕП) для широкого применения, как реагенты, уничтожающие озоновый слой Земли. Производство этих реагентов в ближайшие годы будет полностью прекращено.

Наиболее близким к изобретению является способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин с заглинизированной и заасфальтированной призабойной зоной пласта и ствола скважины (RU патент 2030571, кл. Е 21 В 43/02, 1995).

Способ включает закачку в скважину органического растворителя, продавку его в пласт, выдержку в пласте и удаление продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу, а в качестве растворителя используют растворы ракетного топлива с хинолином или его производными и/или продуктами переработки фитостерина, или мыла сульфатного облагороженного.

В качестве ракетного топлива применяют гидразингидрат и соляно-кислый гидразингидрат в чистом виде или в виде водных растворов 10-30%-ной концентрации. Продукт переработки фитостерина или мыло сульфатное используют с целью защиты скважины от кислотно-сероводородной коррозии и наводораживания.

Недостатком этого способа является использование "экзотических" для нефтедобывающей промышленности реагентов: гидразингидрата, солянокислого гидразингидрата, хинолина и его производных. Эти вещества с высокими донорными свойствами отрицательно влияют на качество нефти, делают ее непригодной для каталитических процессов переработки, блокируя акцепторные центры катализаторов на основе переходных металлов. Кроме того, этот способ не позволяет быстро и эффективно удалять асфальтосмолопарафиновые отложения, не повышает продуктивность обводненных скважин.

Задачей изобретения является создание комплексного способа повышения продуктивности скважин путем трехстадийной обработки: очистки внутрискважинного оборудования, обработки призабойной зоны пласта, обеспечивающих эффективное удаление парафиновых отложений и создании гидрофобизированных зон пласта в обводненных скважинах.

Поставленная задача решается тем, что в способе повышения продуктивности скважин, включающем закачку в ПЗП, продавку и выдержку в пласте реагента-растворителя и удаление продуктов растворения и диспергирования из пласта, в качестве реагента-растворителя используют эмульсию, содержащую НПАВ - синтанол АЛМ-10 или АЛМ-2, или ОС-20, углеводородный растворитель и воду в массовом соотношении 0,06: 1:1, перед закачкой ее в пласт, осуществляют обработку эмульсией, с помощью круговой ее циркуляции, труб, насосного и внутрискважинного оборудования, а после удаления продуктов растворения и диспергирования из пласта проводят обработку призабойной зоны суспензией в углеводородном растворителе химически модифицированного по поверхности высокодисперсного оксида кремния - белой сажи, кремнистой пыли или опоки со степенью гидрофобности 96,0-98,0%.

При этом в качестве углеводородного растворителя используют широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), конденсат, керосин, лигроин или дизельное топливо.

Способ осуществляется следующим образом. На первой стадии обработки проводят очистку труб, насосного и внутрискважинного оборудования с круговой циркуляцией реагента-растворителя по следующей схеме: насос-устье - затрубное пространство - НКТ насос. В качестве реагента растворителя используют водную эмульсию, содержащую НПАВ-синтанолы АЛМ-10 (АЛМ-2, ОС-20) и углеводородный растворитель (ШФЛУ, конденсат, керосин, лигроин или дизельное топливо).

На второй стадии проводят закачивание названной выше эмульсии в ПЗП, выдержку в пласте и удаление продуктов растворения и диспергирования из пласта.

На третьей стадии ПЗП обрабатывают под давлением суспензией гидрофобно-водоотталкивающего порошка с содержанием от 0,5 до 2,5 мас.% в органическом растворителе в объеме от 0,5 до 3,0 м³ на каждый метр эффективной зоны мощности пласта. В качестве порошка используют химически модифицированный по поверхности высокодисперсный материал - разновидность оксида кремния (белую сажу, кремнистую пыль или опоку) со степенью гидрофобности 96,0-98,0%.

В качестве углеводородного растворителя на всех стадиях обработки используют один из следующих растворителей: ШФЛУ, конденсат, бензин, керосин, лигроин, дизельное топливо. При этом на каждой стадии могут быть использованы как одинаковые, так и разные растворители из перечисленных выше.

Комплексная обработка позволяет повысить продуктивность скважин, придать порам и каналам ПЗП водоотталкивающие свойства, которые способствуют уменьшению содержания воды в нефтеэмульсии.

Эмульсии, вследствие высокой проникающей способности в водонасыщенный пласт, позволяют эффективно удалять АСПО из призабойной зоны сильнообводненных месторождений.

В зависимости от параметров гидрофобной обработки возможны режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только нефти с отсечкой воды. Первый режим применим для увеличения приемистости и снижения давления закачки нагнетательных скважин. Второй режим обработки применим для увеличения добычи нефти или восстановления нерентабельных добывающих скважин.

Эффективность эмульсий в качестве реагентов-растворителей АСПО в призабойном пласте исследовали на модельных образцах кернов, заблокированных асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Методика проведения исследования предусматривала определение на модели пласта степени восстановления водопроницаемости породы-коллектора при воздействии реагентов-растворителей на блокаду АСПО. Моделирование пласта и внутрипластовых процессов, протекающих в ПЗП при обработке реагентами, производилась на основе параметров подобия пласта, включающих как геометрические, так и физико-химические и фильтрационно-емкостные критерии.

Были выбраны следующие модельные условия: литология - песчанник, пластовая температура - 60^oС; длина модели l-4÷5,5 см; пористость породы m-0,12÷0,25; проницаемость породы к - 0,010÷0,550 мкм²; скорость фильтрации воды (нефти) на модели пласта - w_М 0,01÷0,50 см/с; скорость фильтрации реагента на модели пласта w_М -0,05÷0,50 см/с.

Исследования на лабораторной установке проводились на линейной модели пласта диаметром d=30,0 мм, площадь поперечного сечения F=0,065 см² и длиной l_М= 5,0 см. Образец подвергался насыщению пластовой водой и обезвоженной нефтью для определения его водопроницаемости. Эксперименты проводились на образцах различной водо- и нефтепроницаемости. Формирование блокады осуществлялось высоковязкой парафинистой нефтью. Результаты исследования представлены в табл.1.

Замена керосина на другие углеводородные растворители не изменяла результатов экспериментов по обработке керновых материалов, заблокированных АСПО.

Эффективность гидрофобных веществ для обработки призабойной зоны исследовали на модельных образцах кернов. Методика проведения исследования и модельные условия были аналогичны изложенным выше для изучения эффективности реагентов - растворителей. Эксперименты позволили определить исходную водопроницаемость образцов и таковую для образцов, обработанных суспензией гидрофобного вещества - химически модифицированного по поверхности высокодисперсного материала - разновидности оксида кремния (опоки) со степенью гидрофобности 96,0%.

Результаты исследования представлены в табл.2.

Использование в качестве гидрофобного вещества химически модифицированных по поверхности высокодисперсных материалов - разновидностей оксида кремния (белой сажи или кремнистой пыли) не привело к существенным изменениям в результате экспериментов по снижению водопроницаемости модели пласта.

Замена конденсата на другие углеводородные растворители также не изменила результатов экспериментов по обработке керновых материалов суспензией гидрофобного вещества.

Формула изобретения

1. Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку в ПЗП, продавку и выдержку в пласте реагента-растворителя и удаление продуктов растворения и диспергирования из пласта, отличающийся тем, что в качестве реагента-растворителя используют эмульсию, содержащую НПАВ - синтанол АЛМ-10, или АЛМ-2, или ОС-20, углеводородный растворитель и воду в массовом соотношении 0,06: 1: 1, перед закачкой ее в пласт осуществляют обработку эмульсией, с помощью круговой ее циркуляции, труб, насосного и внутрискважинного оборудования, а после удаления продуктов растворения и диспергирования из пласта, проводят обработку призабойной зоны суспензией в углеводородном растворителе химически модифицированного по поверхности высокодисперсного оксида кремния - белой сажи, кремнистой пыли или опоки со степенью гидрофобности 96,0-98,0%.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя используют ШФЛУ, конденсат, керосин, лигроин или дизельное топливо.

РИСУНКИ

Рисунок 1