Способ обработки призабойной зоны скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины, закольматированной парафинистыми, асфальтено-смолистыми и шламовыми отложениями. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем выбор скважины для обработки, заполнение ее закачкой состава для растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений – раствора смеси тяжелой пиролизной смолы ТПС и дипроксамина-157 в углеводородном растворителе, продавку этого состава в призабойную зону скважины, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, осуществляют выбор скважины с пластовым давлением ниже давления насыщения нефти газом, закачку – со скоростью 3-4 л/с, используют раствор 0,5-9,0%-ный при соотношении указанного дипроксамина и ТПС (0,1-15,0):1. Причем продавку осуществляют технической водой, дополнительно до закачки состава или после проведения технологической выдержки закачивают кислотный раствор, осуществляют продавку кислотного раствора технической водой. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем увеличения дебита добывающей и восстановления приемистости нагнетательной скважин. 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины, закольматированной парафинистыми, асфальтено-смолистыми и шламовыми отложениями.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) 4-6%-ным раствором в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, первую технологическую выдержку в течение 6-10 часов при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 Мпа, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку в течение 6-10 часов, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие (см. Патент РФ №2159322, МКИ Е 21 В 37/06, публ. 2000 г.). Известный способ недостаточно эффективен.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным давлением, растворителем АСПО - 4-6%-ным раствором в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90°С, извлечение нагревателя из скважины, продувку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 часов и запуск скважины в эксплуатацию (см. Патент РФ №2160359, МКИ Е 21 В 37/06, публ. 2000 г.). Однако известный способ не позволяет достичь значительного увеличения дебита нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем - 3-6%-ным раствором в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы (ТПС) и дипроксамина-157 в массовом их соотношении (9-11):1, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя до температуры 80-90°С, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 часов и запуск скважины в эксплуатацию (см. Патент РФ №2146003, МКИ Е 21 В 43/25, публ. 2000 г.).

Известный способ не обеспечивает значительного прироста дополнительно добытой нефти, увеличения дебита скважины и требует больших энергозатрат, что делает его дорогостоящим и усложняет технологию.

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем увеличения дебита добывающей и восстановления приемистости нагнетательной скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем выбор скважины для обработки, заполнение ее закачкой состава для растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений - раствора смеси тяжелой пиролизной смолы ТПС и дипроксамина-157 в углеводородном растворителе, продавку этого состава в призабойную зону скважины, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, осуществляют выбор скважины с пластовым давлением ниже давления насыщения нефти газом, закачку со скоростью 3-4 л/с, используют раствор 0,5-9,0%-ный при соотношении указанного дипроксамина и ТПС (0,1-15,0):1.

Дополнительно до закачки состава или после проведения технологической выдержки закачивают кислотный раствор, а продавку состава и кислотного раствора осуществляют технической водой.

В предлагаемом способе используют следующие химические продукты:

- дипроксамин-157 - блоксополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе этилендиамина с молекулярной массой около 5000 - в соответствии с ТУ 6-14-614-096;

- тяжелую пиролизную смолу - попутный продукт этиленовых производств, получаемый при пиролизе бензинового сырья или смеси бензинового и газового сырья по ТУ 38.1021256-89.

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы, например, смеси предельных углеводородов:

- светлый дистиллят Шугуровского НБЗ (ШТД) - по ТУ 0258-009-0147585-99;

- или широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065;

- или бензин нестабильный по ТУ 38.101.524-93;

- или бензин экстракционный по ТУ 38.0101.303-72;

- или бензин БР-1 (бензин "калоша") по ТУ 38.101 303-72;

- или бензин растворитель БР-2 по ГОСТ 443-76;

- или керосин по ОСТ 3801407-86 или ГОСТ 10227-62;

- или прямогонный дистиллят.

В качестве кислотного раствора используют, например:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 6-01-04689381-85-92;

- фтористоводородную кислоту по ТУ 6-09-2622-88;

- ингибированную смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91.

Для осуществления технологии состав для растворения АСПО доставляют к месту использования в автоцистернах или готовят непосредственно на устье скважины добавлением смеси дипроксамина-157 и тяжелой пиролизной смолы в углеводородный растворитель. Используемый состав устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от -40 до + 45°С на устье скважины, а также не вызывает коррозию оборудования и не ухудшает товарные характеристики нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

Для проведения обработки выбирают добывающие скважины, склонные к интенсивному отложению АСПО, а также скважины, бывшие в длительной эксплуатации, на которых снижено пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом, что приводит к выпадению тяжелых углеводородов в призабойной зоне пласта. Готовят две автоцистерны типа АЦ-5 с составом для растворения АСПО и кислотным составом.

При открытом затрубном пространстве закачивают в насосно-компрессорную трубу (НКТ) со скоростью 3-4 л/с и доводят до забоя расчетное количество состава для растворения АСПО, закрывают межтрубную задвижку и продавливают состав в призабойную зону скважины. Объем состава определяют исходя из данных об эффективной толщине пласта в интервале перфорации, емкостных свойств коллектора и радиуса обработки по формуле

V=πR²·Н·m·K_n, м³

где Н - эффективная толщина пласта, м;

m - пористость;

R - радиус обработки, м;

К_n - коэффициент нефтенасыщения, д.ед.;

V = 0,5 - 3,2 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта.

Объем продавочной жидкости определяют из соотношения

Q=Q_к-Q_НКТ, м³,

где Q_к - объем эксплуатационой колонны для текущего забоя, м³;

q_НКТ - объем насосно-компрессорных труб (НКТ), м³;

где l - длина НКТ, м;

L - длина эксплуатационной колонны, м;

d - внутренний диаметр НКТ, м;

D - диаметр эксплуатационной колонны, м.

Далее проводят технологическую выдержку в течение не более суток.

Для обработки призабойной зоны скважины, включающей и карбонатные породы, дополнительно закачивают кислотный состав. Наиболее эффективно применение кислотного состава при обработке нагнетательных скважин, когда кислотный состав закачивают до закачки состава для растворения АСПО, а при обработке добывающих скважин - после закачки состава и проведения технологической выдержки.

Были проведены исследования по определению эффективности использования состава для растворения АСПО в лабораторных условиях. Эффективность разрушения образцов АСПО, взятых из призабойных зон конкретных скважин, определяют по методике СНПХ - по остатку образца АСПО в корзиночке в мас.% после воздействия на него используемыми реагентами по отношению к взятому на анализ образцу АСПО. Чем меньше в корзиночке остаток АСПО, тем эффективнее состав. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Приведем конкретные примеры осуществления заявленного способа при обработке добывающих скважин. Результаты приведены в таблице 2.

Пример 1 (заявляемый способ). Выполняют обработку призабойной зоны добывающей скважины, сложенной карбонатной породой. Перфорированная толщина пласта 3 м. Дебит скважины 1,9 т/сут, обводненность добываемой продукции 13,1%. Скважина оборудована штанговым глубинным насосом. При открытом затрубном пространстве закачивают через НКТ со скоростью 3 л/с и доводят до забоя 0,4 т 5%-ной смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина-157 при их соотношении 10:1 в Шугуровском дистилляте. Продавливают в призабойную зону технической водой и проводят технологическую выдержку в течение 12 часов.

Далее закачивают 6,72 т 12%-ной соляной кислоты с продавкой в пласт технической водой. Проводят выдержки при закрытой скважине. Затем извлекают отработанные реагенты и запускают скважину в эксплуатацию (см. таблицу 2, пример 1).

Пример 11 (известный способ). Выполняют обработку призабойной зоны добывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 3 м. Определяют приемистость скажины - 30 м³/сут. Дебит скважины 7 т/сут. Скважина оборудована штанговым глубинным насосом. Проводят заполнение скважины растворителем АСПО, состоящим из 5%-ного раствора в широкой фракции легких углеводородов смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина-157 в соотношении 10:1. Прогревают растворитель нагревателем в интервале перфорации до температуры 90°С в течение 12 часов. Далее продавливают нагретый растворитель в призабойную зону и проводят технологическую выдержку в течение 24 часов. Запускают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины стал 12,5 т/сут, а обводненность не изменилась и осталась на уровне 35% (см. таблицу 2, пример 11).

Приведем примеры обработки нагнетательных скважин. Результаты приведены в таблице 3.

Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, сложенной терригенной породой.

Перфорированная толщина пласта 4 м. Приемистость 150 м³/сут, давление нагнетания 100 атм. При открытом затрубном пространстве через НКТ закачивают 200 кг 5%-ной смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина-157 при их соотношении 15:1 в бензине нестабильном.

Закрывают межтрубную задвижку и продавливают технической водой закачанный состав в призабойную зону и оставляют на реагирование в течение 12 часов. Затем извлекают отработанный состав и запускают скважину в эксплуатацию (см. таблицу 3, пример 1).

Таким образом, проведение обработки призабойной зоны скважины предлагаемым способом с использованием состава для растворения АСПО отдельно и совместно с кислотной обработкой позволяет эффективно обрабатывать призабойную зону скважины независимо от приемистости, сложенной как карбонатными, так и терригенными породами, а также значительно упростить и удешевить технологию.

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий выбор скважины для обработки, заполнение ее закачкой состава для растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений – раствора смеси тяжелой пиролизной смолы ТПС и дипроксамина-157 в углеводородном растворителе, продавку этого состава в призабойную зону скважины, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что осуществляют выбор скважины с пластовым давлением ниже давления насыщения нефти газом, закачку со скоростью не более 3-4 л/с, используют раствор 0,5-9,%-ный при соотношении указанного дипроксамина и ТПС (0,1-15,0):1.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно до закачки состава или после проведения технологической выдержки закачивают кислотный раствор.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что продавку осуществляют технической водой.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют продавку кислотного раствора технической водой.