Способ обработки призабойной зоны скважины

 

Изобретение относится к нефтедобываюшей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны скважины, осложненной выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны, осложненной выпадением АСПО, за счет восстановления приемистости нагнетательной и дебита добывающей скважин. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01 - 0,1%-ной концентрации. Причем предварительно могут проводить обработку скважины растворителем или кислотным раствором. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны скважины, осложненной выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений - 4-6%-ным раствором в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов С₆-С₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75): (25-75), продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, проведение технологической выдержки в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию (см. патент РФ 2160359, МКИ Е 21 В 37/06, 2000).

Известный способ недостаточно эффективен, а также технологически сложен при использовании.

Известно применение госсиполовой смолы - кубового остатка дистилляции жирных кислот, выделяемых из хлопковых соапстоков, в качестве реагента для удаления твердых парафиновых отложений в нефтяных скважинах (см. авт. свид. 1157044, МКИ С 09 К 3/00, 1985).

Использование данного реагента в нефтяных скважинах приводит к незначительному растворению парафиновых отложений.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ) в углеводородной жидкости, предварительно смешанных в ароматическом растворителе, продавливание композиции в пласт буферной жидкостью, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу (см. патент РФ 2068948, МКИ Е 21 В 43/22, 1996).

Известный способ недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны, осложненной выпадением АСПО, за счет восстановления приемистости нагнетательной и дебита добывающей скважин.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации в смеси алифатических и ароматических растворителей. В варианте выполнения способа предварительно проводят обработку-промывку скважины растворителем или кислотным составом.

В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли госсиполовой смолы, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными поверхностно-активными веществами вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных (см. Э. Фатхуллаев, A.T. Джалилов, К.С. Минскер. А.П. Марьин. Комплексное использование вторичных продуктов переработки хлопчатника при получении полимерных материалов. Ташкент: Изд-во "ФАН" Узбекской ССР, 1988, с. 15-33).

В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве алифатических растворителей используют: - гексановую фракцию по ТУ 3 8.10381-93; - бензин БР-2 по ГОСТ 443-76; - бензин нестабильный по ТУ 38.101.524-93; - керосин по ГОСТ 10227-62; - широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.1011026-85 и другие. В качестве ароматических растворителей используют: - этилбензольную фракцию по ТУ 6-01-10-37-78; - бутилбензольную фракцию по ТУ 38-10297-78; - толуольную фракцию по ТУ 38-103579-95; - толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78;
- нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-80;
- диметилформамид (ДМФ) по ГОСТ 20289-74 и другие.

В качестве смеси растворителей используют растворитель "МИА-ПРОМ", представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов в соответствии с ТУ 2458-011-27913102 - 2001.

Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического и ароматического растворителей (1-1,5):(1,5-1) соответственно.

В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты по ТУ 6-01-04689381-85-92.

Прелагаемый способ предусматривает смешение соли госсиполовой смолы в предварительно приготовленной смеси алифатических и ароматических растворителей.

При разработке нефтяного пласта происходит постепенное снижение вытеснения нефти из-за прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам, падения фазовой проницаемости по нефти и роста фазовой проницаемости по воде, выпадения АСПО.

Для проведения обработки заявляемым способом выбирают скважины, склонные к интенсивному загрязнению асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в призабойной зоне скважины, где снижение дебита приемистости составляет 80% от начальной.

При закачке в призабойную зону композиции соли госсиполовой смолы в смеси растворителей происходит восстановление дебита добывающей скважины или приемистости нагнетательных скважин за счет проявления различных свойств композиции. Во-первых, используемые соли госсиполовой смолы обладают гидрофобизирующими свойствами вследствие адсорбции ПАВ на поверхность породы, улучшают смачиваемость ее нефтью, что приводит к увеличению фазовой проницаемости для нефти и к снижению обводненности добываемой продукции. Во-вторых, происходит отмыв загрязнений с поверхности породы, что приводит к повышению охвата призабойной зоны воздействием. В-третьих, закачка композиции солей госсиполовой смолы в смеси растворителей приводит к удалению АСПО.

На основании вышеизложенного считаем, что предложенный способ обработки призабойной зоны скважины удовлетворяет критериям "новизна" и "изобретателький уровень" в связи с неизвестностью такой совокупности признаков для достижения поставленной задачи.

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину, где снижение дебита или приемистости составляет 80% от первоначальной вследствие интенсивного отложения АСПО. При проведении обработки необходимо провести подъем оборудования. Определяют дебит для добывающей скважины или приемистость для нагнетательной. При низких значениях дебита и приемистости проводят предварительную обработку скважины растворителем АСПО или раствором соляной кислоты 6-8%-ной концентрации с выдержкой в скважине в течение 4-15 ч. Интервал перфорации должен быть открыт по всей перфорированной части пласта. Для проведения обработки открывают задвижку затрубного пространства и при работающем насосе скважины проводят закачку рассчитанного объема композиции до полного заполненияи насосно-компрессорных труб.

Объем используемой композиции определяют из данных об эффективной мощности пласта в интервале перфорации, емкостных свойств коллектора и радиуса обработки по формуле:
Vnз=πr²НmКн,
где Vпз - объем композиции, м³;
Н - эффективная толщина пласта;
m - пористость;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Далее продавливают композицию в призабойную зону и оставляют на реагирование в течение не менее 24 ч.

Объем продавочной жидкости определяют по формуле:
W=Wк-Wнкт,
где W- объем продавочной жидкости, м³;
Wк - объем колонны до текущего забоя, м³;
Wнкт - объем колонны НКТ, м³.

Спускают оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Для экспериментального подтверждения эффективности заявляемого способа проводят лабораторные исследования по растворению АСПО при взаимодействии с композицией солей госсиполовой смолы в смеси растворителей. Исследования проводят по следующей методике.

На аналитических весах с точностью до 0,002 г берут навеску АСПО, помещенную в предварительно взвешенную металлическую сетку - M₁ (сетки). Фиксируют вес сетки с навеской - М₂ (сетки с навеской). Массу сетки - М₃ (навески) определяют по разности M₁-M₂. Затем в стеклянный сосуд наливают 60 мл композиции соли госсиполовой смолы в заявляемом интервале концентраций в смеси растворителей и помещают сетку с навеской АСПО. Фиксируют время начала опыта. По истечении 4 ч сетку с нерастворенным остатком АСПО извлекают и сушат до постоянного веса - М₄ (сетки с остатком). Использованную композицию отфильтровывают через предварительно взвешенный бумажный фильтр - М₅. Фильтр с дисперсной частью АСПО также сушат до постоянного веса - М₆ (фильтра с остатком) в аналогичных условиях. Количество дисперсной части АСПО определяют по разности М₆-М₅.

Оценку эффективности растворения производят по трем показателям:
- количеству нерастворимого остатка АСПО, мас.%, определяемому по формуле Oс=(M₄-M₁)/М₃•100%;
- количеству диспергированной части АСПО, мас.%, определяемому по формуле Д=(М₆-М₅)/М₃•100%;
- количеству АСПО, перешедших в раствор, мас.%, определяемому по формуле Р=100-Ос-Д.

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1. Предварительно готовят композицию путем смешения 0,01%-ной кальциевой соли госсиполовой смолы в смеси 50,0г гексановой фракции и в 49,99 г этилбензольной фракции. Далее проводят исследования по вышеприведенной методике. Эффективность растворения АСПО составляет 80% (см. п.1 таблицы).

Примеры 2-8 проводят аналогично примеру 1. Эффективность растворения АСПО составляет 77,8-82,0% (см. пп. 2-8 таблицы).

Пример 9 (прототип). Предварительно готовят смесь ПАВ 0,5 г, АФ₉ - 6 и 0,5 г АФ9-10 при их соотношении 1:1 в 50,0 г гексановой фракции, затем полученную композицию смешивают в 49,0 г толуольной фракции. Испытывают по вышеприведенной методике. Эффективность растворения АСПО составляет 55,9% (см. п. 9 таблицы).

Приводим конкретный пример обработки призабойной зоны добывающей скважины предлагаемым способом.

Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины, расположенной в карбонатном пласте, с интервалом перфорации 1053,6-1090,4 м. Первоначальный дебит - 6,1 м³/сутки, текущий дебит- 1,3 м³/сутки. Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины. Через насосно-компрессорную трубу при открытой затрубной задвижке закачивают 6,5 м³ композиции 0,01%-ной соли госсиполовой смолы в растворителе "МИА-ПРОМ". Далее продавливают композицию безводной нефтью объемом 3,2 м³ в призабойную зону и оставляют на реагирование в течение 48 ч при закрытых колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве. Запускают скважину в эксплуатацию. Включают насос и производят отбор продукции. Дебит скважины после обработки восстановился до первоначального значения.

Таким образом, применение предлагаемого способа обеспечивает высокую эффективность при обработке призабойной зоны скважины.

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно проводят обработку скважины растворителем или кислотным раствором.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2