СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 E21B37/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит нефти за счет кольматации глинистыми частицами и отложениями асфальтеносмолопарафиновых компонентов.

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. N 9. С.8-9; Зарипов И.З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования // Нефтепромысловое дело. - 1981. N 6. С. 31-32).

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 будет приводить к внутрипластовой деасфальтизации нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Применение легких растворителей увеличивает пожаро- и взрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время, т.к. предложенный легкий растворитель имеет низкую температуру вспышки (- 15^oC). Кроме того, успешность обработки призабойной зоны добывающих скважин легким растворителем составляет всего 50%.

Наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому способу является технология обработки скважин алкилзамещенными ароматическими растворителями с последующей закачкой щелочного раствора (Комисаров А.И., Моллаев Р. Х. , Яровой В.А. Обработка глубоких скважин органическими растворителями // Нефтяное хозяйство. - 1988. -N 10. - С.41-45). Недостатки данной технологии заключаются в том, что используются щелочные растворы очень высокой концентрации (38-45%) и нет полного выноса продуктов реагирования при запуске скважины в эксплуатацию.

Известно, что снижение проницаемости призабойных зон скважин происходит уже в процессе бурения. При бурении скважин происходит поглощение пластом промывочных жидкостей, что является причиной кольматации порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами, часто с добавлением полимера, что приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых и глинисто-полимерных образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. Гидравлическая прокачка скважин после их бурения и проведение соляно-кислотной обработки часто не дают положительного результата, поскольку не обеспечивают полного удаления кольматирующих образований из прифильтровой зоны.

Для борьбы с этим негативным явлением разработана технология декольматации или разглинизации скважины. Механизм декольматации осуществляется в несколько стадий: приведение в контакт декольматирующего раствора с обрабатываемой поверхностью породы, сопровождающееся смачиванием ее, взаимодействие реагентов разглинизации с кольматирующим образованием, удаление кольматирующих веществ с поверхности породы и переведение их в объем декольматирующей системы, удержание частиц кольматирующего вещества во взвешенном состоянии с целью предупреждения вторичного осаждения на подвергаемой декольматации поверхности, удаление декольматирующего состава.

Известно, что снижение проницаемости призабойной зоны происходит и 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 нефти от забоя добывающей скважины по лифту и далее по системе сбора и транспорта. Решающую роль при этом играет понижение температуры 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 отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта, применяя химические продукты.

Механизм действия химпродуктов, предназначенных для удаления из призабойной зоны скважины, глубинного и наземного оборудования осадков, представленных преимущественно АСПО, заключается в основном в растворении или диспергировании и их отмыве.

При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважин образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО.

Совместное комбинированное воздействие растворителями и щелочными агентами на тяжелое углеводородное сырье, находящееся в пластовых условиях, даст синергетический эффект, что позволит значительно повысить эффективность работ по интенсификации добычи высоковязких нефтей и природных битумов (ПБ). Для усиления воздействия химреагентов при реализации способа осуществляется дополнительная обработка призабойной зоны в импульсном низкочастотном репрессионно-депрессионном режиме. Комбинированное воздействие химических реагентов и низкочастотных упругих колебаний и перепадов, направленных из пласта в скважину, приводит к разупрочнению кольматирующего материала, глинистых включений и очистке поровых каналов коллектора, инициирует фильтрацию флюидов в низкопроницаемых пропластках и зонах, устраняет блокирующее действие остаточных фаз нефти, газа и воды.

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

Поставленная задача достигается тем, что в качестве углеводородной жидкости используют смесь легкой смолы пиролиза (ЛСП) или продуктов на ее основе и α- олефинов в объемном соотношении 9:1 - 1:9, а щелочной раствор применяют с массовой долей щелочного компонента 1-2%. Кроме того, закачку углеводородной жидкости, щелочного раствора и вынос продуктов растворения и реагирования осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме с частотой 1 - 400 Гц.

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

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. В призабойную зону скважины закачивают растворитель (в предлагаемом способе это смесь ЛСП и α- олефинов). Закачку растворителя осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. Смесь ЛСП и α- олефинов готовят заранее, для этого можно использовать стандартное промысловое оборудование, например агрегат ЦА-320. Закачиваемую смесь (растворитель) продавливают в пласт буферной жидкостью, например безводной нефтью, и выдерживают в призабойной зоне в течение не менее 24 ч. После этого скважину ставят на промывку, которую также осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. После выноса продуктов растворения (АСПО) проводят закачку щелочного реагента в репрессионно-волновом режиме. Закачиваемый щелочной раствор продавливают в пласт буферной жидкостью, например пресной водой, и выдерживают в призабойной зоне в течение не менее 24 ч. Вынос продуктов реагирования и промывку скважины осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. После чего скважину запускают в работу.

В качестве углеводородной жидкости берут смесь, состоящую из ЛСП (ТУ 38.103360-87) или продуктов на ее основе (СНПХ 7р-14 ТУ 39-65765670-ОП-2002-94; Е-3 ТУ 88.402-62-144-93 и др.) и α- олефинов. α- олефины это жидкость желтовато-зеленоватого цвета, с плотностью 760 г/см³ при 20^oC, выкипающая в пределах 90 - 250^oC. α- олефины - отходы производства полиэтилена, а также могут быть получены пиролизом полиэтиленовых отходов и содержат смесь индивидуальных α- олефинов с числом атомов углерода C₆ - C₂₄.

Растворяющую способность предлагаемой углеводородной жидкости определяли по следующей методике. Для испытания 5 г АСПО одного из месторождений Республики Татарстан помещали в корзинку из металлической сетки, выдерживали в 50 г испытуемого растворителя при определенной температуре в течение 3 ч (при перемешивании). Растворяющую способность рассчитывали по потере массы образца АСПО в кг на м³ растворителя. Результаты исследований представлены в табл. 1, из которой следует, что при объемном соотношении ЛСП и α- олефинов в пределах 9:1 - 1:9 наблюдается максимальная растворяющая способность предлагаемой углеводородной жидкости.

В лабораторных условиях на линейных моделях исследовалась также эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Модель пласта готовили следующим образом. В металлическую трубу длиной 0,5 м и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок, а один конец модели набивали кварцевым песком с примесью мелкодисперсной глины (10% длины модели). Таким способом имитировали кольматацию призабойной зоны скважины глинистыми отложениями. Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с АСПО проводили также на 10% длины модели пласта. На каждом этапе подготовки модели определяли фильтрационные характеристики до постоянной скорости фильтрации закачиваемых реагентов.

Проведенные исследования на моделях пласта при закачке углеводородной жидкости и щелочных растворов репрессионно-депрессионном волновом режиме в области частот 1 - 600 Гц показали наилучшие результаты в диапазоне 1 - 400 Гц. Поэтому следующую серию опытов проводили при частоте 300 Гц и при объемном соотношении ЛСП и α- олефинов 5:5 по следующей схеме: закачка углеводородной жидкости в репрессионно-депрессионном режиме на 10% длины модели пласта, выдержка в течение 24 ч; вытеснение продуктов растворения в репрессионно-депрессионном режиме; закачка щелочного реагента с массовой долей щелочного реагента 0-5% в репрессионно-депрессионном режиме на 10% длины модели пласта, выдерживание в течение 24 ч; вытеснение продуктов реагирования в репрессионно- депрессионном режиме. После вытеснения продуктов растворения и после вытеснения продуктов реагирования щелочного раствора определяют увеличение проницаемости. Результаты этих экспериментов представлены в табл. 2, из которой видно, что наилучшие результаты получены при использовании щелочного реагента с массовой долей 1-2%.

При выборе того или иного реагента по предлагаемому способу тщательно проводят анализ пластовых вод в районе скважин, намечаемых под обработку. Это связано с тем, что в случае большой минерализации пластовых вод и низких значений pH будут образовываться нерастворимые осадки карбонатов, силикатов, фосфатов или гели кремниевой кислоты. В этом случае применяемые щелочные реагенты будут срабатываться без действия эффекта и даже уменьшать проницаемость призабойной зоны скважины.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с существующими способами более высокую эффективность обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Обработка призабойной зоны скважин по предлагаемому способу обеспечивает повышение дебита нефти на 25-50%. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородных жидкостей и щелочных реагентов.

Источники информации
1. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем /И.З.Зарипов, Г. Г. Мустафин, И.Г. Юсупов, В.А. Горюнов // Нефтепромысловое дело. - 1979. N 9. С. 8-9.

2. Зарипов И. З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования //Нефтепромысловое дело. -1981. N 6. С.31-32.

3. Комисаров А.И., Моллаев Р.Х., Яровой В.А. Обработка глубоких скважин органическими растворителями // Нефтяное хозяйство. - 1988. N 10. С.42-45.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит нефти за счет кольматации глинистыми частицами и отложениями асфальтеносмолопарафиновых компонентов. Сущность изобретения: в качестве углеводородной жидкости используют смесь легкой смолы пиролиза или продуктов на ее основе и α-олефинов в объемном соотношении 9:1 - 1:9, а щелочной раствор применяют с массовой долей щелочного компонента 1 - 2%. Кроме того, закачку углеводородной жидкости, щелочного раствора и вынос продуктов растворения и реагирования осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме с частотой 1 - 400 Гц. Технический результат: увеличение проницаемости обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного глинистыми отложениями и асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, повышение добычи нефти. 2 табл.

Способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, последующую закачку щелочного раствора, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов реагирования, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют смесь легкой смолы пиролиза или продуктов на ее основе и α- олефинов в объемном соотношении 9 : 1 - 1 : 9, щелочной раствор применяют с массовой долей щелочного компонента 1 - 2%, а закачку углеводородной жидкости, щелочного раствора и вынос продуктов растворения и реагирования осуществляют в репрессивно-депрессионном волновом режиме с частотой 1 - 400 Гц.