СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 E21B43/25 

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

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 и приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. В процессе эксплуатации скважин проницаемость также понижается в связи с набуханием глин. Методы устранения этого негативного явления разнообразны. Одним из них является способ применения водоотнимающих химических реагентов. К этому виду химических реагентов относятся спирты и гликоли. Обработка α -олефинов перекисью водорода приводит к образованию двухатомных спиртов, таким образом, α -олефины, обработанные перекисью водорода, выполняют две функции: снижают набухание глин и являются растворителем асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Снижение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства АСПО. Для борьбы с СПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. Механизм действия химических реагентов заключается, в основном, в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве. При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважины образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО. Поэтому эффективными будут химические реагенты, одновременно действующие на глинистые компоненты и АСПО.

Известны способы обработки призабойных зон добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое тело - 1979, N 9., с.8-9; Мустафин Г.Г., Зарипов И.З., Юсупов И.Г., Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИ -нефть, - 1980, -Вып.43, - С.48-51.).

Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель (плотность - 0,69 г/см³) с низким содержанием ароматических углеводородов, а это приводит к внутрипластовой деасфальтизации тяжелых нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Дополнительное отложение асфальтенов в призабойной зоне скважины приводит к снижению дебита нефти. Применение легких растворителей увеличивает пожаровзрывоопасность, особенно в летнее время. Кроме того, нефтяные растворители практически не оказывают никакого действия на глинистые компоненты.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойных зон скважин, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт, выдерживание ее в призабойной зоне и удаление продуктов растворения (см. Комисаров А.И., и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями, М.: Нефтяное хозяйство, 1988, N 10, 41-43).

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, осложненными глинистыми частицами и АСПО, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, и увеличение их дебита.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающем закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов реакции, в качестве углеводородной жидкости используют обработанную перекисью водорода при мольном соотношении 0,1-0,5:1,0 фракцию α -олефинов с молекулярной формулой по углероду C₆-C₂₀ и температурой разгонки 70-300^oC.

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

В лабораторных условиях на линейных моделях исследовалась эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Модель пласта готовили следующим образом. В металлическую трубу длиной 50 см и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок с массовой долей мелкодисперсной глины 2% (10% длины модели). Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка легкой нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с повышенным содержанием АСПО проводили на 10% длины модели пласта (имитация кольматации призабойной зоны скважины АСПО). Далее осуществляли закачку углеводородной жидкости в зону с повышенным содержанием АСПО, давали выдержку в течение 24 ч и проводили вытеснение продуктов растворения. Вытеснение продуктов растворения проводили закачкой пластовой воды в другой конец модели и по фильтрационным характеристикам определяли изменение проницаемости. Результаты экспериментов представлены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемый растворитель для обработки призабойных зон скважин по сравнению с прототипом на 42,6-110,7% эффективнее.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более высокую эффективность обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала пласта, осложненного АСПО и глинистыми отложениями. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородной жидкости, а обработка перекисью водорода не требует больших материально-финансовых затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит за счет кольматации глинистыми частицами и отложениями асфальтеносмолопарафиновых компонентов. Способ заключается в закачке углеводородной жидкости, продавливании ее в пласт, выдерживании в призабойной зоне и выносе продуктов растворения. В качестве углеводородной жидкости используют обработанную перекисью водорода при мольном соотношении 0,1 - 0,5 ; 1,0 фракцию α-олефинов с молекулярной формулой по углероду C₆ - C₂₀ и температурой разгонкой 70 - 300^oC. Технический результат - увеличение проницаемости обрабатываемого интервала пласта, осложненного АСПО и глинистыми отложениями. 1 табл.

Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют обработанную перекисью водорода при мольном соотношении 0,1 - 0,5:1,0 фракцию α-олефинов с молекулярной формулой по углероду C₆-C₂₀ и температурой разгонки 70 - 300^oC.