СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а конкретно к способам увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин.

При добыче нефти из скважин происходит постепенное ухудшение коллекторских свойств нефтяного пласта за счет набухания глины, образования стойких эмульсий, выпадения различных солей, гидратации пород, асфальто-смолопарафиновых отложений и увеличения обводненности, вследствие чего производительность скважин со временем уменьшается.

В целях восстановления фильтрационных параметров и производительности нефтяных скважин существует большое количество различных способов обработки пласта: тепловое, газовое, микробиологическое и сейсмоакустическое воздействие, гидроразрыв пласта, соляно-кислотная и глинокислотная обработка, гидропескоструйная перфорация, метод межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различные комбинации /1/.

Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдаче и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов. Особенно низка эффективность применения физико-химических методов воздействия на пласт. Так, наиболее распространенная соляно-кислотная обработка позволяет в среднем увеличить дебит нефти на 25-30% в течение непродолжительного времени (2-3 месяца). При этом количество эффективных обработок не превышает 50-70% /2/.

Кроме того, применение соляной кислоты резко ускоряет процессы коррозии насосно-компрессорных труб и преждевременный их выход из строя.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению (прототип) является способ увеличения нефтеотдачи пластов одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного - водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас. % , созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой /3/.

Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%).

Недостатками указанного способа являются недостаточная эффективность по увеличению дебита добывающих скважин и незначительное снижение обводненности добываемой продукции.

Техническим результатом, достигаемым в заявляемом изобретении, является увеличение дебита добывающих скважин в 3-10 раз в течение не менее 1,5 года и снижение обводненности нефти на 6-96%.

Технический результат достигают тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в нефтяную скважину суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, в качестве гидрофобного - водоотталкивающего порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178^o и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, а после создания повышенного давления продавочной жидкостью - нефтью осуществляют выдержку под этим давлением во времени.

В наибольшей степени технический результат достигается тем, что призабойную зону нефтяной скважины обрабатывают суспензией гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас.% в органическом растворителе, а в скважину закачивают от 0,5 до 3,0 м³ суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на каждый погонный метр эффективной зоны мощности пласта.

В качестве органического растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат, давление закачки суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на устье скважины составляет от 4,0 до 38,0 МПа, а время воздействия на проницаемость призабойной зоны пласта под давлением составляет от 12 до 96 часов.

Суспензия гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе готовится методом механического перемешивания в смесителе в течение 20-30 минут непосредственно перед закачкой в скважину. Порошок представляет собой химически инертный материал со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью до 0,1 до 2,0 г/см³, не оказывающий вредного воздействия на человека и окружающую среду. В отличие от соляно-кислотных обработок суспензия гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе при закачке в скважину через насосно-компрессорную трубу ингибирует процессы коррозии и увеличивает срок их эксплуатации.

Основу порошка составляют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178^o и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%.

Пример 1. Была обработана призабойная зона нефтяной скважины с низкой проницаемостью пласта 16 миллидарси и эффективной мощностью пласта 4 м, закачкой 5 м³ суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в широкой фракции легких углеводородов с концентрацией его 0,3 мас.%. В качестве продавочной жидкости использовалась безводная нефть в объеме 20 м³. Давление закачки составляло 14 МПа, а время воздействия (реагирования) под этим давлением - 48 часов. До обработки дебит скважины составлял: по жидкости 130 м³/сутки, по нефти 1,1 тонн/сутки, а обводненность 99%. После обработки скважина имеет следующие данные: дебит по жидкости 65 м³/сутки, дебит по нефти 17,1 тонн/сутки, обводненность 67%. Положительный эффект сохраняется в течение 18 месяцев.

Результаты остальных опытов приведены в таблице. Время, в течение которого наблюдается положительный эффект по интенсификации добычи нефти, в опытах NN 1-10 составляет от 9 до 18 месяцев. Во всех опытах в качестве продавочной жидкости использовалась нефть в объеме 20 м³.

Как следует из таблицы, применение гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас.% в органическом растворителе в объеме от 0,5 до 3,0 м³ суспензии на каждый погонный метр эффективной зоны мощности пласта приводит к увеличению дебита нефтяных скважин в 3-10 раз в течение 1,5 года и снижению обводненности нефти на 6-96%.

Источники информации
1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. - М.: Нефть и газ, 1996.

2. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970.

3. Патент Российской Федерации N 2105142, кл. E 21 B 43/22, 1998.

Способ интенсификации добычи нефти относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к способам увеличения добычи нефти за счет воздействия на призабойную зону скважин. Способ интенсификации добычи нефти состоит в том, что призабойную зону скважины обрабатывают под давлением суспензией гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его от 0,1 до 2,5 мас. % в органическом растворителе в объеме от 0,5 до 3,0 м³ на каждый метр эффективной зоны мощности пласта, в качестве порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания 114-178^o и степенью гидрофобности 96,0-99,99%, а в качестве растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат, давление закачки суспензии составляет 4,0-38,0 МПа, а время воздействия (реагирования) составляет 12-96 ч, создают повышенное давление продавочной жидкостью-нефтью и осуществляют выдержку под этим давлением во времени. Техническим результатом является увеличение дебита добывающих скважин в 3 - 10 раз в течение 1,5 года и снижение обводненности нефти на 6 - 96%. 5 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий закачку в скважину суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, отличающийся тем, что в качестве гидрофобного - водоотталкивающего порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания 114 - 178^o и степенью гидрофобности 96,0 - 99,99%, а после создания повышенного давления продавочной жидкостью - нефтью, осуществляют выдержку под этим давлением во времени. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что призабойную зону нефтяной скважины обрабатывают суспензией гидрофобного - водоотталкивающего порошка с содержанием его 0,1 - 2,5 мас.% в органическом растворителе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважину закачивают 0,5 - 3,0 м³ суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на каждый погонный метр эффективной зоны мощности пласта. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление закачки суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на устье скважины составляет 4,0 - 38,0 МПа. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время воздействия суспензии гидрофобного - водоотталкивающего порошка в органическом растворителе на проницаемость призабойной зоны пласта под давлением составляет 12 - 96 ч.