Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
Владельцы патента RU 2291959:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" (RU)
Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи. Технический результат - увеличение эффективности способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, осуществление блокировки высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, используют в качестве блокирующего реагента нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию - маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ в углеводороде - с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м3 в соотношении 1:2 соответственно или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, в качестве кислотной композиции - композицию состава, мас.%: соляная кислота или смесь соляной и плавиковой кислот 25,0-80,0, водометанольная фракция - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол (по метанолу) 1,0-24,5, технический лигносульфонат 2,0-20,0, неионогенное ПАВ 0,1-5,0, вода остальное, блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.
Обработка призабойной зоны пласта блокирующими составами приводит к временному отключению высокопроницаемых обводненных пропластков нефтяного пласта химреагентами с последующим повышением проницаемости не охваченных заводнением нефтенасыщенных пропластков.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий: последовательную закачку гидрофобной эмульсии с меловым порошком, гидрофобной эмульсии и соляной кислоты (авт.св. СССР №1104244, кл. Е 21 В 43/27, 1984 г.).
Однако способ недостаточно эффективен и технологичен, так как используемые составы дороги, а приготовление их трудоемко.
Известен способ обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости водонасыщенного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего агента - органосиликата натрия соляной кислоты и грязевой кислоты (авт.св. СССР №1104245, кл. Е 21 В 43/27, 1984 г.).
Однако известный способ недостаточно технологичен, длителен и трудоемок и может быть использован лишь для нагнетательных скважин.
Наиболее близким по технологической сущности и достигаемому эффекту известен способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего реагента, выбранного из группы: технический лигносульфонат или технологическую жидкость, содержащую водный раствор солей кальция и сульфитного щелока или состав, содержащий водный раствор лигносульфоната технического и органические добавки и кислотного реагента, выбранного из группы: соляная кислота, или смесь соляной и плавиковой кислот или композицию, содержащую растворитель, поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, или композицию, содержащую водный раствор соляной и плавиковой кислот, поверхностно-активное вещество, неорганические соли и растворитель, причем осадкообразующий и кислотный реагенты берут в соотношении, равном 1:1 соответственно (патент РФ №2065951, кл. Е 21 В 43/27, 1996 г.).
Однако известный способ недостаточно технологичен и эффективен.
В основу настоящего изобретения положена разработка технологичного и эффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, включающей поверхностно-активное вещество ПАВ, воду и соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, в качестве блокирующего реагента используют нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию - маслорастворимое ПАВ в углеводороде - с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м3 в соотношении 1:2 соответственно, или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, кислотная композиция содержит ПАВ неионогенное и дополнительно водометанольную фракцию - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| соляная кислота или смесь соляной | |
| и плавиковой кислот | 25,0-80,0 |
| водометанольная фракция - побочный | |
| продукт производства фосфористой | |
| кислоты технической или метанол (по метанолу) | 1,0-24,5 |
| технический лигносульфонат | 2,0-20,0 |
| неионогенное ПАВ | 0,1-5,0 |
| вода | остальное, |
блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно.
Нефть для закачки в качестве блокирующего реагента берут с установок подготовки нефти по ГОСТ 9965-76 с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0 мас.%.
Углеводородную композицию берут по ТУ 2458-ОП-004-27823669-01. Она представляет собой маслорастворимое ПАВ, например, АФ9-4 (ТУ 2483-077-05766801-91) в углеводороде, например дизельном топливе (ГОС 305-82), которую закачивают с минерализованной водой (плотностью 1050-1120 кг/м3) в соотношении 1:2.
В качестве водного раствора полимера берут, например, водный раствор полиакриламида Alcoflood-935 или Accotroll-622 при концентрации 0,1-0,3 мас.%.
Кислотный состав готовят в условиях промышленного производства либо на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов.
Для приготовления кислотного состава берут: соляную кислоту согласно ТУ 38-103141-78; смесь соляной и плавиковой кислот по ТУ 6-01-14-78-91; водометанольную фракцию - побочный продукт при гидролизе кубового остатка диметилфосфата в производстве фосфористой кислоты технической согласно СТП-145-95; метанол технический согласно ГОСТ-2222-78; технический лигносульфонат по ТУ 13-028-1036-029-94, неионогенные ПАВ неонолы АФ9-6, АФ9-12 по ТУ 38.507-63-300-93. Варианты приготавливаемых составов приведены в таблице 1.
Согласно заявленному способу осуществляют закачку нефти или углеводородной композиции с минерализованной водой или 0,1-0,3% водного раствора полимера, которые заполняют высокопроницаемые водонасыщенные пропластки и способствуют их временной блокировке. Далее закачивают кислотную композицию в объеме 8,0-18,0 м3, которая внедряется далеко в пласт в зоны, не охваченные или мало охваченные воздействием. Кислотная композиция продавливается в пласт нефтью в объеме 5,0-6,0 м3.
В таблице 2 приведены конкретные примеры осуществления способа.
Прирост дебита нефти достигается за счет улучшения проницаемости призабойной зоны скважины и отмыва асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО; изоляции водонасыщенных зон. Применение данного способа позволяет увеличить дебит нефти на 0,8-5,8 т/сут. по сравнению с прототипом при сохранении обводненности продукции.
Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, включающей поверхностно-активное вещество ПАВ, воду и соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, отличающийся тем, что в качестве блокирующего реагента используют нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию - маслорастворимое ПАВ в углеводороде - с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м3 в соотношении 1:2 соответственно, или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, кислотная композиция содержит ПАВ неионогенное и дополнительно водометанольную фракцию - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Соляная кислота или смесь соляной | |
| и плавиковой кислот | 25,0-80,0 |
| Водометанольная фракция - побочный | |
| продукт производства фосфористой | |
| кислоты технической или метанол (по метанолу) | 1,0-24,5 |
| Технический лигносульфонат | 2,0-20,0 |
| Неионогенное ПАВ | 0,1-5,0 |
| Вода | Остальное |
блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно.
