способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно проводят обработку скважины растворителем или кислотным раствором.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны скважины, осложненной выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений - 4-6%-ным раствором в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов С₆-С₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75): (25-75), продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, проведение технологической выдержки в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию (см. патент РФ 2160359, МКИ Е 21 В 37/06, 2000).

Известный способ недостаточно эффективен, а также технологически сложен при использовании.

Известно применение госсиполовой смолы - кубового остатка дистилляции жирных кислот, выделяемых из хлопковых соапстоков, в качестве реагента для удаления твердых парафиновых отложений в нефтяных скважинах (см. авт. свид. 1157044, МКИ С 09 К 3/00, 1985).

Использование данного реагента в нефтяных скважинах приводит к незначительному растворению парафиновых отложений.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ) в углеводородной жидкости, предварительно смешанных в ароматическом растворителе, продавливание композиции в пласт буферной жидкостью, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу (см. патент РФ 2068948, МКИ Е 21 В 43/22, 1996).

Известный способ недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны, осложненной выпадением АСПО, за счет восстановления приемистости нагнетательной и дебита добывающей скважин.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации в смеси алифатических и ароматических растворителей. В варианте выполнения способа предварительно проводят обработку-промывку скважины растворителем или кислотным составом.

В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли госсиполовой смолы, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными поверхностно-активными веществами вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных (см. Э. Фатхуллаев, A.T. Джалилов, К.С. Минскер. А.П. Марьин. Комплексное использование вторичных продуктов переработки хлопчатника при получении полимерных материалов. Ташкент: Изд-во "ФАН" Узбекской ССР, 1988, с. 15-33).

В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве алифатических растворителей используют:

- гексановую фракцию по ТУ 3 8.10381-93;

- бензин БР-2 по ГОСТ 443-76;

- бензин нестабильный по ТУ 38.101.524-93;

- керосин по ГОСТ 10227-62;

- широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.1011026-85 и другие. В качестве ароматических растворителей используют:

- этилбензольную фракцию по ТУ 6-01-10-37-78;

- бутилбензольную фракцию по ТУ 38-10297-78;

- толуольную фракцию по ТУ 38-103579-95;

- толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78;

- нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-80;

- диметилформамид (ДМФ) по ГОСТ 20289-74 и другие.

В качестве смеси растворителей используют растворитель "МИА-ПРОМ", представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов в соответствии с ТУ 2458-011-27913102 - 2001.

Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического и ароматического растворителей (1-1,5):(1,5-1) соответственно.

В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты по ТУ 6-01-04689381-85-92.

Прелагаемый способ предусматривает смешение соли госсиполовой смолы в предварительно приготовленной смеси алифатических и ароматических растворителей.

При разработке нефтяного пласта происходит постепенное снижение вытеснения нефти из-за прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам, падения фазовой проницаемости по нефти и роста фазовой проницаемости по воде, выпадения АСПО.

Для проведения обработки заявляемым способом выбирают скважины, склонные к интенсивному загрязнению асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в призабойной зоне скважины, где снижение дебита приемистости составляет 80% от начальной.

При закачке в призабойную зону композиции соли госсиполовой смолы в смеси растворителей происходит восстановление дебита добывающей скважины или приемистости нагнетательных скважин за счет проявления различных свойств композиции. Во-первых, используемые соли госсиполовой смолы обладают гидрофобизирующими свойствами вследствие адсорбции ПАВ на поверхность породы, улучшают смачиваемость ее нефтью, что приводит к увеличению фазовой проницаемости для нефти и к снижению обводненности добываемой продукции. Во-вторых, происходит отмыв загрязнений с поверхности породы, что приводит к повышению охвата призабойной зоны воздействием. В-третьих, закачка композиции солей госсиполовой смолы в смеси растворителей приводит к удалению АСПО.

На основании вышеизложенного считаем, что предложенный способ обработки призабойной зоны скважины удовлетворяет критериям "новизна" и "изобретателький уровень" в связи с неизвестностью такой совокупности признаков для достижения поставленной задачи.

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину, где снижение дебита или приемистости составляет 80% от первоначальной вследствие интенсивного отложения АСПО. При проведении обработки необходимо провести подъем оборудования. Определяют дебит для добывающей скважины или приемистость для нагнетательной. При низких значениях дебита и приемистости проводят предварительную обработку скважины растворителем АСПО или раствором соляной кислоты 6-8%-ной концентрации с выдержкой в скважине в течение 4-15 ч. Интервал перфорации должен быть открыт по всей перфорированной части пласта. Для проведения обработки открывают задвижку затрубного пространства и при работающем насосе скважины проводят закачку рассчитанного объема композиции до полного заполненияи насосно-компрессорных труб.

Объем используемой композиции определяют из данных об эффективной мощности пласта в интервале перфорации, емкостных свойств коллектора и радиуса обработки по формуле:

Vnз=r²НmКн,

где Vпз - объем композиции, м³;

Н - эффективная толщина пласта;

m - пористость;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Далее продавливают композицию в призабойную зону и оставляют на реагирование в течение не менее 24 ч.

Объем продавочной жидкости определяют по формуле:

W=Wк-Wнкт,

где W- объем продавочной жидкости, м³;

Wк - объем колонны до текущего забоя, м³;

Wнкт - объем колонны НКТ, м³.

Спускают оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Для экспериментального подтверждения эффективности заявляемого способа проводят лабораторные исследования по растворению АСПО при взаимодействии с композицией солей госсиполовой смолы в смеси растворителей. Исследования проводят по следующей методике.

На аналитических весах с точностью до 0,002 г берут навеску АСПО, помещенную в предварительно взвешенную металлическую сетку - M₁ (сетки). Фиксируют вес сетки с навеской - М₂ (сетки с навеской). Массу сетки - М₃ (навески) определяют по разности M₁-M₂. Затем в стеклянный сосуд наливают 60 мл композиции соли госсиполовой смолы в заявляемом интервале концентраций в смеси растворителей и помещают сетку с навеской АСПО. Фиксируют время начала опыта. По истечении 4 ч сетку с нерастворенным остатком АСПО извлекают и сушат до постоянного веса - М₄ (сетки с остатком). Использованную композицию отфильтровывают через предварительно взвешенный бумажный фильтр - М₅. Фильтр с дисперсной частью АСПО также сушат до постоянного веса - М₆ (фильтра с остатком) в аналогичных условиях. Количество дисперсной части АСПО определяют по разности М₆-М₅.

Оценку эффективности растворения производят по трем показателям:

- количеству нерастворимого остатка АСПО, мас.%, определяемому по формуле Oс=(M₄-M₁)/М₃100%;

- количеству диспергированной части АСПО, мас.%, определяемому по формуле Д=(М₆-М₅)/М₃100%;

- количеству АСПО, перешедших в раствор, мас.%, определяемому по формуле Р=100-Ос-Д.

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1. Предварительно готовят композицию путем смешения 0,01%-ной кальциевой соли госсиполовой смолы в смеси 50,0г гексановой фракции и в 49,99 г этилбензольной фракции. Далее проводят исследования по вышеприведенной методике. Эффективность растворения АСПО составляет 80% (см. п.1 таблицы).

Примеры 2-8 проводят аналогично примеру 1. Эффективность растворения АСПО составляет 77,8-82,0% (см. пп. 2-8 таблицы).

Пример 9 (прототип). Предварительно готовят смесь ПАВ 0,5 г, АФ₉ - 6 и 0,5 г АФ9-10 при их соотношении 1:1 в 50,0 г гексановой фракции, затем полученную композицию смешивают в 49,0 г толуольной фракции. Испытывают по вышеприведенной методике. Эффективность растворения АСПО составляет 55,9% (см. п. 9 таблицы).

Приводим конкретный пример обработки призабойной зоны добывающей скважины предлагаемым способом.

Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины, расположенной в карбонатном пласте, с интервалом перфорации 1053,6-1090,4 м. Первоначальный дебит - 6,1 м³/сутки, текущий дебит- 1,3 м³/сутки. Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины. Через насосно-компрессорную трубу при открытой затрубной задвижке закачивают 6,5 м³ композиции 0,01%-ной соли госсиполовой смолы в растворителе "МИА-ПРОМ". Далее продавливают композицию безводной нефтью объемом 3,2 м³ в призабойную зону и оставляют на реагирование в течение 48 ч при закрытых колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве. Запускают скважину в эксплуатацию. Включают насос и производят отбор продукции. Дебит скважины после обработки восстановился до первоначального значения.

Таким образом, применение предлагаемого способа обеспечивает высокую эффективность при обработке призабойной зоны скважины.