способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ) в углеводородной жидкости, продавливание в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса обработки за счет увеличения проницаемости пропластков обрабатываемого интервала за счет улучшения отмыва асфальтосмолопарафиновых отложений, в качестве ПАВ используют смесь оксиэтилированных алкилфенолов со степенью оксиэтилирования 6 и 12 АФ₉-6 и АФ₉-12 при массовом соотношении АФ₉-6 и АФ₉-12 1: 5 5:1, а ПАВ и углеводородную жидкость дополнительно смешивают с ароматическим растворителем, при этом углеводородную жидкость и ароматический растворитель берут в массовом соотношении 1:1 5, а суммарная концентрация ПАВ составляет 1 5 мас.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, осложненного выпадением асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проницаемости пропластков обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного выпадением АСПО в призабойной зоне.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку композиции ПАВ в углеводородной жидкости, ПАВ и углеводородную жидкость предварительно смешивают с ароматическим растворителем. В качестве ПАВ берут смесь оксиэтилированных алкилфенолов со степенью оксиэтилирования 6 и 12 в массовом соотношении (1 ^oC 5) (5 ^oC 1), при этом углеводородную жидкость и ароматический растворитель берут в соотношении 1 (1 ^oC 5), а суммарная концентрация ПАВ составляет 1,0 5,0 мас.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом: в призабойную зону скважины закачивают ПАВ в углеводородной жидкости, предварительно смешанные с ароматическим растворителем. Смесь готовят заранее в емкостях-смесителях. Закачиваемую смесь продавливают в пласт буферной жидкостью (нефтью) и выдерживают в призабойной зоне в течение не менее 24 часов, после чего скважину запускают в работу.

В качестве углеводородной жидкости берут гексановую фракцию ЦГФУ (ТУ 38.10381.83) или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) (ТУ 38.101524-83).

В качестве ароматического растворителя используют толуольную фракцию (ТУ 38.103579-85), сольвент нефтяной Нефрас Ар 120/200 (ТУ 38.101809-80) отходы нефтехимических производств, содержащие не менее 50% ароматических углеводородов, например, "тощий абсорбент" (ТУ 38.103349-85), пироконденсат (ТУ 38.103360-87) и др.

В качестве неионогенных ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 6 АФ₉-6 (ТУ 38.103625-87) и 12-АФ₉-12 (ТУ 38.50724-87).

Для экспериментального подтверждения эффективности заявляемого способа приводим конкретные примеры осуществления способа.

П р и м е р 1. Испытывают растворяющую способность составов по предполагаемому способу (таблица). Для испытания 3,0 г АСПО одного из месторождений помещают в корзину в металлической сетке, выдерживают в 30,0 г испытуемого состава (п. 2 табл.) при определенной температуре в течение 3-х часов. Аналогично испытывают остальные составы (п.п. 1 3 11, табл.) и состав по прототипу (п. 12, табл.). Растворяющую способность определяют по потере веса образца АСПО в г на литр испытуемого состава. Результаты испытаний представлены в таблице.

П р и м е р 2. Для доказательства повышения эффективности обработки призабойной зоны за счет увеличения проницаемости пропластков обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного выпадением АСПО, испытания проводят на насыпных линейных моделях нефтяного пласта от 3,0 до 3,5 см, площадью поперечного сечения 1,5 см² и объемом пор от 1,8 до 2,8 см³. Реагенты закачивают по схеме: нефть нефть + АСПО состав по п. 2 таблицы - нефть до постоянной скорости фильтрации. Оценивают изменение проницаемости по нефти по перепаду давления при фильтрации до закачки состава по предлагаемому способу и после закачки состава по п. 2 таблицы. Аналогично испытывают составы по прототипу (п. 12 табл.) и по п. 1, 3 11 табл.

Как видно из данных таблицы, наиболее эффективными являются составы с соотношениями углеводородная жидкость: ароматический растворитель от 1 1 до 1 5 (п.п. 1 10 табл.) с соотношениями АФ₉-6 АФ₉-12 от 1 ^oC 5 5 ^oC 1 (п.п. 1 10 табл.). Для этих составов наблюдается наибольший процент увеличения проницаемости пласта осложненного АСПО после обработки по предлагаемому способу.

Предлагаемый способ предусматривает предварительное смешивание ПАВ и углеводородной жидкости с ароматическим растворителем, отсутствие перемешивания также приводит к низкой эффективности смеси (п. 11, табл.).

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с существующими способами более высокую эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проницаемости пропластков обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного выпадением АСПО. Способ исключает затраты на специальное оборудование для закачки углеводородных растворов ПАВ. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемому способу обеспечивает повышение дебита нефти на 5 10% средняя дополнительно накопленная добыча нефти на одну скважино-операцию составит не менее 400 т/скв.