СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к технологии добычи нефти, в частности к способам обработки призабойной зоны нагнетательных скважин терригенных пластов.

Известны способы обработки призабойной зоны нагнетательных скважин путем закачки в нее в различных сочетаниях растворителя и неорганических кислот (Логинов Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, М. Недра, 1966; Сергеев Б.З. и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин. РНТС, Нефтепромысловое дело, 1978, N 8, с.12-13). Недостатком этих способов является невысокая эффективность обработки терригенного пласта.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта по а.с. N 1740642, кл. E 21 B 43/27, заключающийся в закачке в пласт растворителя и кислоты, при этом в качестве растворителя используют нефть, предварительно обработанную магнитным полем определенной напряженности.

Однако известный способ также обладает низкой эффективностью при использовании на нагнетательных скважинах терригенных пластов, что объясняется малым содержанием в нефти намагничиваемых компонентов металлов, быстрой адсорбцией этих компонентов на промытой поверхности породы, снижением магнитных качеств растворителя, уменьшением фазовой проницаемости для воды, а также вследствие малого растворения скелета породы и экранирования поверхности породы пленкой закачиваемого растворителя нефти.

Цель изобретения повышение эффективности обработки призабойной зоны нагнетательной скважины терригенного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в пласт последовательно закачивают растворитель и раствор кислоты, причем в качестве растворителя используют модифицированный растворитель жидкие отходы углеводородов производства изопропена методом двухстадийного дегидрирования, содержащие в составе следующие компоненты,
Пиперилен 20,0 25,0
Толуол 63,0 70,0
Ароматизированный бензин 5,0 17,0
а в качестве раствора кислоты смесь растворов кислот. При этом в качестве смеси раствора кислот используют 15% -ный раствор соляной и 10%-ный раствор кремнефтористоводородной кислот, взятые в соотношении 1:1.

Входящий в состав жидких отходов углеводородов ароматизированный бензин (адсорбент А-2) согласно ТУ-38-202-05-27-92 имеет следующий состав:
Изоамилен (C₅H₁₀) 31%
Изопрен (C₅H₈) 5%
Нормальный пиперилен (нC₅H₈) 77,9%
C₆ 7%
Циклопентадиен 7%
Эффективность обработки призабойной зоны нагнетательной скважины терригенного пласта повышается за счет увеличения фазовой проницаемости коллектора по воде, которое происходит не за счет растворения скелета, а за счет изменения состояния поверхности породы при обработке модификатором и последующего уменьшения углеводородонасыщенности, взаимодействием раствора кислот при сохранении модификации поверхности.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

На основе гидродинамических исследований скважины определяют пропласток или интервал перфорации с ухудшенной характеристикой приемистости по воде. Проводят прямую циркуляционную промывку зоны перфорации. Отделяют обрабатываемый интервал от затрубного пространства пакером и закачивают необходимый объем модифицирующего растворителя, определенный инженерными расчетами. Давление закачки не должно превышать величину установившегося давления на момент до проведения обработки.

Необходимый объем модифицирующего растворителя должен составлять не менее 5 6 объемов пор части призабойной зоны, подвергаемой обработке. После закачки модифицирующего растворителя, не производя выдержки, проводят закачку смеси растворов кислот в объеме, превышающем объем модификатора на 15 20% После закачки смеси растворов кислот производят выдержку в течение 24 26 ч, и затем проводят частичную закачку воды в объеме 8 10 объемов модификатора. Показателем успешности обработки является падение давления при частичной закачке воды при постоянном расходе. После получения результатов данной диагностики скважину подключают к линии нагнетания кустовой насосной станции.

Пример (лабораторное испытание)
В качестве испытываемых были использованы образцы керна Уршакского (скв. 518) и Янгурчинского (скв. 88) месторождений.

Последовательность операций на кернах, моделирующих призабойную зону нагнетательных скважин, состояла в следующем:
исследуемые образцы насыщались водой и определялась фазовая проницаемость по воде;
вода из кернов вытеснялась нефтью и определялась фазовая проницаемость по нефти;
нефть вытеснялась водой и определялась фазовая проницаемость по воде с остаточной нефтенасыщенностью;
через 1-й образец фильтровался модифицирующий растворитель в объеме 5 - 10-кратного замещения объема пор, затем смесь растворов соляной и фтористокремниевой кислот взяли в соотношении 1:1, образец выдерживался 24 ч и далее через него фильтровалась вода для определения проницаемости;
через 2-й образец вначале фильтровалась смесь соляной и кремнефтористоводородной кислот, образец выдерживался 24 ч, затем фильтровался модифицирующий растворитель и за ним вода для определения проницаемости.

В качестве модели нефти в опытах по фильтрации использовалась собственная дегазированная нефть месторождений. После проведения экспериментов исследуемые образцы кернов были проэкстрагированы и у них определена абсолютная проницаемость и потеря веса.

Результаты исследований по фильтрации в зависимости от последовательности обработки модифицирующим растворителем и смесью растворов кислот приведены в таблице.

Результаты исследований свидетельствуют, что при последовательности обработки модификатор-раствор кислот, фазовая проницаемость по воде увеличилась соответственно в 9,9 и 6,5 раза, а при обратной последовательности в 1,48 и 2,84 раза. При этом потеря массы образцов керна составила 2,04 и 0,48% соответственно.

Для проведения обработки по предложенному способу не требуются дефицитные материалы, особые технологические приемы и новое оборудование. При этом после поведения обработки фазовая проницаемость по воде возрастает в 7 10 раз, а абсолютная проницаемость увеличивается всего лишь в 1,2 1,3 раза.

Изобретение относится к технологии добычи нефти, в частности к способам увеличения приемистости нагнетательных скважин терригенного пласта закачкой растворителя и кислоты. Задача - повышение эффективности способа за счет модификации поверхности скелета породы и снижения вторичной углеводородонасыщенности призабойной зоны закачкой смеси растворов кислот. Эффективность способа достигается тем, что в качестве модификатора поверхности используются жидкие отходы углеводородов производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования, содержащие пиперилен - 20-25%, толуол - 63 -70%, абсорбент А-2 - 17-5%, а в качестве смеси используется 15%-ный раствор соляной и 10%-ный раствор кремнефтористоводородной кислот, взятых в соотношении 1 : 1. Жидкие отходы углеводородов стабильны, малотоксичны, легкотранспортируемы, малокоррозионноактивны, обладают высокой степенью взаимодействия с поверхностью скелета. Способ не требует специальных технологических приемов, оборудования, больших материальных и экономических затрат. Предлагаемый способ позволит увеличить приемистость нагнетательных скважин в 7 - 10 раз при сохранении этого показателя в течение длительного времени. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и раствора кислоты, отличающийся тем, что при обработке призабойной зоны терригенного пласта в нагнетательной скважине в качестве растворителя используют модифицированный растворитель жидкие отходы углеводородов производства изопропена методом двухстадийного дегидрирования, содержащие в составе следующие компоненты,
Пиперилен 20 25
Толуол 63 70
Адсорбент А-2 ароматизированный бензин 5 17
а в качестве раствора кислоты смесь растворов кислот. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси растворов кислот используют 15%-ный раствор соляной и 10%-ный раствор кремнефтористоводородной кислот, взятых в соотношении 1 1.