способ интенсификации добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину гидрофобно-водоотталкивающего реагента в органическом растворителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью и последующую выдержку при этом давлении, отличающийся тем, что в качестве гидрофобно-водоотталкивающего реагента берут кубовые остатки производства сантохина.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что берут кубовые остатки производства сантохина в органическом растворителе 0,1-10,0%-ной концентрации.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя берут гидрофобный органический растворитель.

Описание изобретения к патенту

Способ интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а конкретно для интенсификации работы добывающих скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов путем обработки призабойной добывающей скважины суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе (см. патент РФ 2105142, МКИ Е 21 В 43/22, опубл. 1998).

Недостатком известного способа является недостаточное снижение проницаемости по воде и повышение проницаемости по нефти, что особенно важно для добывающих скважин.

Известен состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, состоящий из соляной кислоты, смеси кубового остатка производства сантохина и гидрофильного органического растворителя и воды (см. патент РФ 2100586, МКИ Е 21 В 43/27, опубл. 1997).

Недостатком данного состава является низкая эффективность при использовании при наличии в призабойной зоне глинистых и полимиктовых пород.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ интенсификации добычи нефти, включающий обработку призабойной зоны добывающей скважины суспензией гидрофобно-водоотталкивающего порошка в органическом растворителе (см. патент РФ 2125649, МКИ Е 21 В 43/22, опубл. 1999).

Данный способ недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны пласта, а использование дорогостоящих и дефицитных реагентов приводит к удорожанию способа.

В основу настоящего изобретения положена задача - создать технологичный и дешевый способ воздействия на призабойную зону добывающей скважины, позволяющий за счет регулирования фазовой проницаемости призабойной зоны увеличить дебит скважины и снизить обводненность добываемой продукции.

Поставленная задача решается путем создания способа интенсификации добычи нефти, включающего закачку в скважину гидрофобно-водоотталкивающего реагента в органическом растворителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью и последующую выдержку при этом давлении, причем в качестве гидрофобно-водоотталкивающего реагента используют кубовые остатки производства сантохина. В преимущественных вариантах кубовые остатки производства сантохина в органическом растворителе берут 0,10-10,0%-ной концентрации, а в качестве органического растворителя берут гидрофобный органический растворитель.

Кубовый остаток производства сантохина представляет собой густую, частично закристаллизовавшуюся массу темного цвета, нерастворимую в воде (СТП 271-99 ОАО "Химпром").

При осуществлении технологии в качестве органического гидрофобного растворителя используют, например:

- дистиллят по ТУ 39-01475-85-018-93;

- топочный мазут по ТУ 0258-010-0147585-99;

- жидкие продукты пиролиза по ТУ 38,402-62-144-93;

- керосин по ТУ 38,401-58-10-90;

- толуол по ГОСТ 14710-78, ГОСТ 5789-78;

- октан по ТУ 6-09-3748-74.

Кубовый остаток производства сантохина в гидрофобном органическом растворителе готовят методом механического перемешивания в смесителе в течение часа на заводе, затем доставляют к месту назначения. Приготовленный раствор устойчив при хранении, не замерзает при низких температурах.

После закачки кубового остатка производства сантохина в гидрофобном органическом растворителе в добывающую скважину проводят его продавку нефтью в призабойную зону пласта. Давление закачки составляет 0,2 атм. Количество закачиваемого реагента рассчитывают исходя из толщины пласта. Затем проводят выдержку в течение 24 часов. Закачанный реагент воздействует на поверхность пор и гидрофобизирует ее, увеличивая фазовую проницаемость по нефти и уменьшая фазовую проницаемость по воде, что ведет к повышению дебита добывающей скважины и снижению обводненности добываемой продукции. Далее скважину пускают на излив и включают в дальнейшую разработку.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ интенсификации добычи нефти, позволяющий за счет регулирования фазовой проницаемости призабойной зоны увеличить дебит скважины.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности данного способа.

Оценку эффективности заявленного изобретения проверяют в лабораторных условиях.

Для определения эффективности используют водо- или нефтенасыщенные модели пласта, представляющие собой металлические трубки длиной 0,23 м и диаметром 0,02 м, заполненные кварцевым песком.

В случае нефтенасыщенной модели пласта модель насыщают пластовой водой с минерализацией 130-270 кг/м³, нефтью и определяют начальную проницаемость модели по нефти (Кн). Затем в обратном направлении закачивают раствор кубового остатка производства сантохина различной концентрации в гидрофобном органическом растворителе в количестве одного объема пор, выдерживают в течение суток и вытесняют нефтью, определяя конечную проницаемость по нефти после закачки 5Vп и 10Vп продавочной жидкости (Кк).

Также производят закачку и на водонасыщенных моделях пласта, определяя проницаемость по воде.

Изменение проницаемости определяют по формуле



Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (заявленный способ). 0,1 г кубового остатка производства сантохина растворяют в 99,9 г шугуровского дистиллята в течение часа. В нефтенасыщенную модель пласта в обратном направлении закачивают приготовленный раствор. Проницаемость увеличивается на 12% (см. табл., пример 1).

Примеры 2-9 проводят аналогичным образом, варьируя содержание кубового остатка производства сантохина и используя различные виды гидрофобного органического растворителя (см. табл., примеры 2-9).

Пример 10.

10,0 г кубового остатка производства сантохина растворяют при перемешивании в 90,0 г шугуровского дистиллята в течение часа. В водонасыщенную модель пласта в обратном направлении закачивают приготовленный раствор. Проницаемость модели ухудшилась на 71,43% (см. табл., пример 10).

Пример 11 проводят аналогичным образом, используя в качестве гидрофобного органического растворителя жидкие продукты пиролиза (см. табл., пример 11).

Пример 12 (известный способ). 0,3 г талька растворяют при перемешивании в 99,7 г дистиллята в течение 1 часа. В нефтенасыщенную модель в обратном направлении закачивают приготовленный раствор. Проницаемость модели увеличилась на 11,54% (см. табл., пример 12).

Пример 13. Проводят аналогично примеру 12, только используют водонасыщенную модель. Проницаемость модели уменьшилась на 70,0% (см. табл., пример 13).

Как видно из данных таблицы, проницаемость модели по нефти увеличилась на 12,0-58,0%, а проницаемость модели по воде уменьшилась на 65,43-71,4%.

Предлагаемое изобретение позволяет за счет регулирования фазовой проницаемости призабойной зоны интенсифицировать добычу нефти, а также утилизировать крупнотоннажные отходы производства и удешевить технологию.