Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта ПЗП с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а также нагнетательных скважин, переведенных из добывающих с целью восстановления или повышения приемистости пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки ПЗП при меньших затратах времени и материалов на обработку пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающем закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом, продавку композиции в пласт, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию, перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 часов в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями АСПО или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол марки Б в количестве 1-10% от веса КОРЭ.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а также нагнетательных скважин, переведенных из добывающих с целью восстановления или повышения приемистости пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта [1] путем закачки дихлорметана в количестве 30-70 мас.% или его смеси с ароматическим углеводородом в количестве 30-70 мас.% и водонефтерастворимого катионоактивного поверхностно-активного вещества (КПАВ). При этом закачку осуществляют оторочками при концентрации КПАВ в первой оторочке 0,01-0,05 мас.%, во второй оторочке - 0,2-0,5 мас.%, а в качестве КПАВ используют один из группы компонентов: диалкилдиметиламмонийхлорид, диалкилбензиламмонийхлорид, алкилтриметиламмонийхлорид, а в качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.

К недостаткам способа можно отнести следующее. Он не технологичен, что связано с приготовлением оторочек с разной концентрацией входящих в них реагентов, и обладает низкой эффективностью при обработке интервалов продуктивного пласта, осложненного асфальтосмолопарафинистыми отложениями (АСПО).

Известен реагент для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов [2], содержащий в своем составе лигнин гидролизный и дополнительно сульфонол при следующем соотношении компонентов в мас. ч.:

лигнин гидролизный	4
сульфонол	1

При этом сульфонол, входящий в данную композицию, используется в виде технического порошка, выпускаемого согласно ТУ 07510508-135-98, содержащий до 80-95% алкиларилсульфонатов.

Приготавливают раствор путем смешения сухих компонентов, добавив смесь в количестве 2,5% в воду.

Не умоляя достоинства данного реагента, отметим, что он предназначен для вытеснения из пласта нефти и отмыва ее остаточных запасов. Поэтому его использование для обработки ПЗП нежелательно из-за низкой эффективности, т.е. недостаточной растворяющей способности АСПО.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины [3], включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества (ПАВ) в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. При этом в качестве ПАВ используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации, причем предварительно скважину обрабатывают растворителем или кислотным раствором.

В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными ПАВ вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных. В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве растворителей используют: гексановую фракцию, бензин БР-2, бензин нестабильный, керосин и широкую фракцию легких углеводородов. В качестве ароматических растворителей используют: этилбензольную фракцию, бутилбензольную фракцию, толуольную фракцию, толуолнефтяной, нефраз АР-120/200 и другие. В качестве смеси растворителей используют растворитель "МИА-ПРОМ", представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.

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

В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты.

Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

К недостаткам этого способа можно отнести следующее.

1. Он не обладает достаточной растворяющей способностью, всего от 55,9% до 80%, что делает обработку ПЗП продолжительной (48 часов).

2. Используемая композиция многокомпонентная, что вызывает определенные трудности в приготовлении ее.

3. Предварительная обработка прифильтрофой зоны скважины, являясь определенным технологическим процессом, также требует наличия материалов обработки и затрат времени.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение эффективности обработки ПЗП при меньших затратах времени и материалов на обработку пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом (ПАВ) типа сульфонол, продавку композиции в ПЗП, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 часов, в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями (АСПО) или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола по ТУ 2414-033-07566801-95 марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол по ТУ 2481-106-07510508-2000 в количестве 1-10% от веса КОРЭ.

КОРЭ марки А представляет из себя маслянистую жидкость коричневого цвета, кубовые остатки ректификации этилбензола, плотностью 0,950 г/см³, температурой отгона 3% объема, не ниже 215°С, массовая доля смол составляет не менее 80%.

КОРЭ марки Б - смесь кубовых остатков этилбензола и стирола с плотностью 0,950 г/см³, температура отгона 3% объема, не ниже 170°С, массовая доля его смол составляет не менее 50%, представляет также маслянистую жидкость коричневого цвета.

Применяемый в композиции сульфонол марки Б по вышеуказанному техническому условию является 40% водный раствор алкилбезолсульфинатнатрия-анионный ПАВ.

Смесь КОРЭ с сульфонолом марки Б обладает синергетическим эффектом и не образует новых химических соединений.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

После извлечения насосного оборудования из скважины и приготовления необходимого объема композиции для обработки ПЗП ее закачивают в скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с использованием традиционного насосного агрегата типа ЦА-320М при открытой задвижке затрубного пространства до полного заполнения полости НКТ. Затем скважину оставляют в покое на 1-2 часа, т.е. осуществляют технологическую выдержку для растворения АСПО в прифильтровой зоне скважины. При этом в случае использования активаторов или при меньшей загрязненности фильтра АСПО время технологической выдержки сокращают до одного часа.

Приготовление композиции осуществляют по обычной технологии. После загрузки в автоцистерну растворителя КОРЭ марки А или Б по ТУ 2414-033-07566801-95 туда добавляют ПАВ - сульфонол марки Б по ТУ 2481-106-07510508-2000 в количестве 10-100 кг на тонну растворителя и далее созданием циркуляции по схеме автоцистерна - насос-автоцистерна в течение 15 минут осуществляют их перемешивание.

Объем приготавливаемой композиции определяют, исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости, и коэффициента нефтенасыщенности пласта, по следующей формуле:

Q=πR²HmK_H,

где Q - объем приготавливаемой композиции, м³;

R - радиус обработки, м;

Н - мощность обрабатываемого пласта, м;

m - пористость, %;

К_H - коэффициент нефтенасыщенности пласта;

π=3,14.

После технологической выдержки в течение вышеуказанного времени, композицию продавливают в призабойную зону пласта и при закрытых задвижках затрубного и внутритрубного пространства скважину оставляют на реагирование в течение 24 часов, т.е. осуществляют вторую технологическую выдержку. При этом объем продавочной жидкости может быть определен по следующей формуле:

Q=Q_K-Q_HKT,

где Q - объем продавочной жидкости, м³;

Q_K - объем колонны до текущего забоя, м³;

Q_HKT - объем колонны НКТ, м³.

В качестве продавочной жидкости может быть использована безводная нефть в объеме 3-4 м³. По истечении указанного времени выдержки, после предварительного спуска насосного оборудования, скважину запускают в работу для отбора продукции.

Промысловые испытания предлагаемого способа на нескольких скважинах осложненных АСПО на месторождениях ОАО "Шешмаойл" дали хорошие результаты. Дебит скважин увеличился в 3 и более раз за счет эффективности используемой композиции, обладающей высокой растворяющей способности АСПО, которая составляет 90-95%.

Таким образом, предлагаемый способ перед известными объектами имеет ряд преимуществ, заключающихся в сокращении затрат времени в 2-3 раза на обработку ПЗП, повышении эффективности и технологичности обработки.

Источники информации

1. Патент РФ №2200232, 7 Е 21 В 43/22, Б.И. №7, 2003 г.

2. Патент РФ №2209956, 7 Е 21 В 43/22, Б.И. №22, 2003 г.

3. Патент РФ №2203409, 7 Е 21 В 43/22, 37/06, Б.И. №12, 2003 г. (прототип).

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий закачку в пласт композиции растворителя в смеси с поверхностно-активным веществом, продавку композиции в пласт, технологическую выдержку и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед продавкой композиции в пласт ее предварительно технологически выдерживают на забое в интервале расположения фильтра скважины в течение 1-2 ч в зависимости от его загрязненности асфальтосмолопарафинистыми отложениями АСПО или использования активирующих технических средств, при этом в качестве растворителя используют КОРЭ - кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола марки А или Б, а в качестве ПАВ - жидкий сульфонол марки Б в количестве 1-10% от веса КОРЭ.