состав для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений в водонагнетательных скважинах

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ВОДОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ, содержащий нефтяной растворитель и органическую добавку, отличающийся тем, что, с целью увеличения растворяющей способности состава в низкопроницаемых пластах асфальтосмолопарафинистых отложений с содержанием в них асфальтенов не менее 5% , он в качестве нефтяного растворителя содержит смесь углеводородов с содержанием ароматических соединений, включая конденсированные и алкилароматические углеводороды не менее 60% , в качестве органической добавки - бензиновые фракции с содержанием нафтеровых соединений не менее 20% при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Смесь углеводородов с содержанием ароматических соединений, включая конденсированные и алкилароматические углеводороды не менее 60% 20 - 40

Бензиновые фракции с содержанием нафтеновых соединений не менее 20% 60 - 80

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) в водонагнетательных скважинах.

Известны составы для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, представляющие собой смеси алифатических и ароматических соединений: абсорбенты А-1, А-2, А-3, этил- и бутилбензольная фракции, легкая смола пиролиза [1] ; возможно, с полярной гетероатомной добавкой [2] . Недостатком известных составов является низкая эффективность.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности состав на основе гексановой фракции и сольвента нефтяного (нефраса А_р 120/200), проявляющий высокую эффективность удаления АСПО с насосно-компрессорных труб добывающих скважин при содержании асфальтенов 20-60, смол 5-20 и парафинов 20-40 мас. % .

Недостатком состава является недостаточно высокая растворяющая способность в низкопроницаемых пластах асфальтосмолопарафинистых отложений с более высоким содержанием асфальтенов.

Целью изобретения является увеличение растворяющей способности состава в низкопроницаемых пластах АСПО с содержанием в них асфальтенов 5-100% .

Цель достигается тем, что предлагаемый состав содержит в качестве нефтяного растворителя смесь углеводородов с содержанием ароматических соединений, включая конденсированные и алкилароматические углеводороды 60-100% , в качестве органической добавки - бензиновые фракции с содержанием нафтеновых соединений 20-100% - при следующем соотношении компонентов, мас. % : Смесь углеводородов с содержанием арома- тических соединений, включая конденсиро- ванные и алкиларома- тические углеводороды 60-100% 20-40 Бензиновые фракции с содержанием нафтеновых соединений 20-100% 60-80.

В качестве смеси углеводородов с содержанием ароматических соединений, включая конденсированные и алкилароматические углеводороды, 60-100% (далее "концентрат ароматики") могут применяться нефрас А_р 120/220, нефрас А 150/330, легкий газойль каталитического крекинга, тяжелый газойль каталитического крекинга, легкий платформат, тяжелый платформат и др. подобные фракции процессов нефтепереработки и нефтехимии (табл. 1).

В качестве бензиновых фракций с содержанием нафтеновых соединений 20-100% (далее "концентрат нафтенов") могут применяться бензольная и толуольная фракции с установки вторичной перегонки бензина, нефрас С 50/170, циклогексан (табл. 1).

Хотя содержание асфальтенов в нефтях и отложениях АСПО выше 60-70% может встречаться крайне редко, например при реализации технологий внутрипластового горения или подземных взрывов, синергетическое действие ароматических и нафтеновых компонентов состава позволяет отмывать АСПО с содержанием асфальтенов до 100% в жестких условиях гидрофильных и низкопроницаемых пластов.

Эффективность состава определялась по следующей методике: колонку из оргстекла заполняют кварцевым песком соответствующего фракционного состава и определяют его проницаемость по воздуху. В колонку заливают раствор АСПО в бензоле, бензол упаривают под вакуумом и снова определяют проницаемость. Водонасыщенность создается фильтрацией 5 поровых объемов воды, после чего АСПО отмывают соответствующим составом. Затем фильтруют последовательно 2 поровых объема пентана и 5 поровых объемов спирта. Под вакуумом упаривают спирт из колонки и снова определяют проницаемость по воздуху. Эффективность состава определяют взвешиванием колонки после удаления из нее растворителя по весу неотмытого осадка и по изменению проницаемости пористой среды.

П р и м е р 1. В колонку из оргстекла диаметром 20 мм и длиной 300 мм помещают кварцевый песок следующего фракционного состава: 0,25-0,1 мм - 15% ; 0,1-0,06 мм - 20% ; менее 0,06 - 65% . Проницаемость по воздуху после заполнения колонки пористой средой составляет 0,24 мкм².

В колонку заливают бензольный раствор АСПО, отобранных со скв. 143 Казанковского месторождения (ПО "Куйбышевнефть") со следующим содержанием тяжелых компонентов: асфальтенов - 11,3% ; смол - 19,5% ; парафинов - 27,9% . Бензол упаривают под вакуумом до постоянного веса колонки. Проницаемость по воздуху составляет 0,11 мкм². Затем профильтровывают 5 поровых объемов дистиллированной воды и 3 поровых объема заявляемого состава: толуольная фракция - 70% , нефрас А 150/330 - 30% . После этого профильтровывают 2 поровых объема пентана и 5 поровых объемов спирта для удаления из колонки остатков состава из толуольной фракции и нефраса А 150/330. Необходимо отметить, что фильтрация пентана и спирта не приводит к дополнительному отмыву АСПО. Оставшийся в колонке спирт удаляют под вакуумом до постоянного веса и определяют эффективность удаления АСПО, которая составила 82,7% . Проницаемость по воздуху возросла до 0,17 мкм².

Результаты остальных лабораторных экспериментов приведены в табл. 2.

П р и м е р 2. Обработка нагнетательных скважин проводится в случае значительного ухудшения их приемистости из-за накопления АСПО в призабойной зоне пласта. К скважине доставляется необходимое количество реагента (из расчета 0,7 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта), но не мене 5 м³ на 1 скважино-операцию. Закачка растворителей производится передвижным насосным агрегатом (ЦА-320, АН-700) через НКТ с пакером. Продавочная жидкость - пресная вода - в количестве, равном 1 объему НКТ, закачивается сразу после растворителя. После 16-24-часовой выдержки скважина пускается в работу.

Результаты обработок скважин Куш-Кульского месторождения составом: толуольная фракция - 70% , нефрас 120/200 - 30% приведены в табл. 3.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет с высокой эффективностью очищать призабойную зону пласта нагнетательных скважин от АСПО с содержанием асфальтенов до 100% , восстанавливая тем самым приемистость коллекторов с малой проницаемостью.

Закачка предлагаемого состава не требует специального оборудования, для его приготовления достаточно смешать компоненты в необходимом соотношении.