способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы

Формула изобретения

Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют фракцию -олефинов с молекулярной формулой по углероду С₆-С₂₀ и температурой разгонки 70-300^oС.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит тяжелой нефти или природного битума за счет отложения асфальтеносмолопарафиновых компонентов.

Известно, что снижение проницаемости призабойной зоны происходит в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Концентрирование АСПО происходит в основном из-за изменения термодинамических условий при движении тяжелой нефти от забоя добывающей скважины по лифту и далее по системе сбора и транспорта. Решающую роль при этом играет понижение температуры тяжелой нефти до температуры насыщения ее парафином и ниже, что вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, образование центров кристаллизации и рост кристаллов с упорядоченным расположением молекул. Для борьбы с АСПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. При химическом способе предотвращают и удаляют АСПО в нефтепромысловом оборудовании и призабойных зонах скважин, применяя химические реагенты. Механизм действия химических реагентов, предназначенных для удаления из призабойной зоны скважины, глубинного и наземного оборудования, заключается в основном в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве.

Известны способы обработки призабойной зоны добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И. З. , Мустафин Г. Г. , Юсупов И. Г. , Горюнов В. А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое дело. - 1979. - 9. - с. 8,9; Мустафин Г. Г. , Зарипов И. З. , Юсупов И. Г. , Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИнефть. -1980. - Вып. 43. -с. 48-51).

Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель с плотностью 0,69 г/см³ и низким содержанием ароматических углеводородов (3,5%), а это приводит к внутрипластовой деасфальтизации тяжелых нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Применение легких растворителей увеличивает пожаровзрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время, т. к. предложенный легкий растворитель имеет низкую температуру вспышки (-15^oС). Кроме того, успешность обработки призабойной зоны добывающих скважин легким растворителем составляет около 50%.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойных зон скважин, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт, выдерживание ее в призабойной зоне и удаление продуктов растворения (см. Комисаров А. И. и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями. - Ж. , Нефтяное хозяйство, 1988, 10, с. 41-43).

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, и увеличение их дебита.

Поставленная задача достигается тем, что в качестве углеводородной жидкости для обработки призабойных зон скважин используют фракцию -олефинов с молекулярной формулой по углероду С₆-С₂₀ и температурой разгонки 70-300^oС.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе, т. е. о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия".

В лабораторных условиях на линейных моделях исследовали эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями. Модель пласта готовили следующим образом.

В металлическую трубу длиной 50 см и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок. Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка легкой нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с повышенным содержанием АСПО проводили на 10% длины модели пласта (имитация кольматации призабойной зоны скважины АСПО). Далее осуществляли закачку углеводородной жидкости в зону с повышенным содержанием АСПО, давали выдержку в течение 24 ч. Вытеснение продуктов растворения проводили закачкой пластовой воды в другой конец модели и по фильтрационным характеристика определяли изменение проницаемости. Результаты экспериментов представлены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемый растворитель (фракция -олефинов) для обработки призабойных зон скважин по сравнению с прототипом на 15,5-73,3% эффективнее.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более высокую эффективность обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала пласта осложненного АСПО. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородной жидкости.