СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационных свойств ПЗП и продуктивности нефтедобывающих скважин, в том числе при их ремонте, возможно также использование при добыче, транспорте и хранении нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт смеси керосиновой фракции и четыреххлористого углерода, его продавливание, выдержку в пласте и последующее удаление (авторское свидетельство СССР 530696, Е 21 В 43/00, 1975).

Известен также способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки растворителя, содержащего галогенуглеводород, где в качестве галогена используют фтор или фтор и хлор, например фтордихлорэтан (патент РФ 2103477, 1999).

Недостатком известных способов является использование растворителей, разрушающих озоновый слой, в связи с чем их применение запрещено Монреальским протоколом 1987 года и его последующими поправками, начиная с 2001 года.

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в пласт растворителей, в том числе дихлорметана, различных ароматических углеводородов или их смеси в сочетании с водой и поверхностно-активным веществом для образования устойчивой эмульсии (патент США 4775489, 1988).

Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке глубоких скважин, а также быстрая возобновляемость повторной блокировки пласта.

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны, обеспечение возможности обработки призабойной зоны глубоких скважин, а также стабильной продуктивности скважин на максимально длительный период без возобновления блокады ПЗП.

Указанная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта путем закачки смеси дихлорметана и ароматического углеводорода, используют смесь состава, мас.%: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70, указанную смесь закачивают оторочками, причем в первую оторочку вводят дополнительно деэмульгатор. Предпочтительно в качестве деэмульгатора используют реопон, дисолван, а в качестве ароматического углеводорода - толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.

Именно сочетание указанного соотношения в смеси растворителей и использование в первой оторочке их смеси добавки деэмульгатора обеспечивает достижение указанного результата, что отражено в таблицах 1 и 3.

Указанные деэмульгаторы растворены в смеси растворителей, а не находятся в ней в виде эмульсии, поэтому при контакте с водонефтяными эмульсиями наблюдается синергический эффект воздействия, при этом многократно увеличивается скорость разрушения высоковязких нефтяных эмульсий. Использование деэмульгатора в сочетании с указанной смесью обеспечивает деблокирование призабойной зоны за счет разрушения эмульсии, а также растворение как парафиновых, так и асфальтосмолистых веществ, при этом одновременно изменяются свойства поверхности пор пласта путем переосаждения активных веществ из нефти на их поверхности. Достигаемая при этом лиофобизация поверхности длительное время препятствует повторному возобновлению блокады пласта и обеспечивает максимально стабильную продуктивность скважины на длительный период. Дихлорметан (метиленхлорид) кроме того, что он обеспечивает растворение смол и асфальтенов, является эффективным флегматором - повышает температуру вспышки для ароматических углеводородов, снижая пожароопасность проведения работ на промыслах. Кроме того, он имеет нулевой коэффициент разрушения озонового слоя.

При снижении содержания дихлорметана менее 30 мас.% уменьшается его флегмирующая способность, а при содержании более 70 мас.% резко увеличивается скорость испарения смеси растворителей, что затрудняет использование состава.

Эффективность предложенного способа определяют экспериментально в сравнении с известным способом.

В качестве ароматического растворителя используют, например, толуол, этилбензольную фракцию, по ТУ 6-01-10-37-78, нефрасы А-120/200, А-150/330), концентраты ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.

Методика испытаний по растворению АСПО следующая.

Образец с асфальтосмолистыми отложениями весом 2 грамма помещают на металлическую сетку, которую подвешивают на одно из плеч коромысла лабораторных весов. Затем сетку с образцом погружают в исследуемый состав и весы уравновешивают. Растворяющую способность оценивают по изменению веса образцов, которое фиксируют через определенное время. Температура опытов 25^oС.

В таблице 1 приведены результаты по растворению различных АСПО, выделенных из Саратовской нефти (месторождение Октябрьское).

Как видно из таблицы, использование предлагаемых составов позволяет практически полностью (за исключением минеральных частиц) растворить АСПО в течение 3 часов, тогда как степень растворения АСПО известными составами за этот же отрезок времени составляет 75-90%. При дополнительном анализе нерастворенной известными ранее составами части АСПО было установлено, что это асфальтены и другие высокомолекулярные вещества, содержащиеся в сырой нефти.

Эффективность разрушения высоковязких нефтяных эмульсий, образующихся в обводненных скважинах или при глушении скважин растворами солей кальция, исследовали на модельных образцах кернов по следующей методике.

На основе параметров подобия пласта были выбраны модельные условия испытаний, включающие геометрические, физико-химические и фильтрационно-емкостные критерии, показатели которых представлены в таблице 2.

Для экспериментов использовали эмульсию следующего состава: содержание воды ≈60 мас.%, механических примесей 1-3 мас.%, остальное нефть с содержанием асфальтенов ≈2,5 мас.%, смол 12 мас.%, парафинов 3,5 мас.%.

Для образов кернового материала определялась исходная проницаемость, после чего он насыщался минерализованной водой (до постоянного коэффициента вытеснения нефти) и только потом в него закачивалась водонефтяная эмульсия в количестве 15% от объема пор. После проверки остаточной проницаемости керна по нефти в него для разрушения эмульсии и восстановления проницаемости закачивали предлагаемые рецептуры составов растворителей без и с добавками деэмульгаторов. Полученные данные экспериментальных исследований сведены в таблицу 3.

Из представленных в табл. 3 результатов испытаний об оценке разрушения водонефтяных эмульсий в модели пласта (кернового материала) видно, что предлагаемые рецептуры растворителей позволяют восстанавливать проницаемость образцов на 46-76%, в то время как составы с 0,5%-1,0% деэмульгаторов восстанавливают проницаемость на 85-94%, а образцы растворителей по прототипу на 27,4-76%. Деэмульгаторы типа дисолван, реопон представляют собой импортные или отечественные блоксополимеры на основе окисей этилена и пропилена. Особенностью этих деэмульгаторов является то, что они хорошо растворяются как в воде, так и в предлагаемых рецептурах растворителей.

Нижний предел использования деэмульгаторов 0,5 мас. % выбран нами с учетом их пролонгированного воздействия в нефтяном пласте, а верхний 1,0 мас.% из-за технической и экономической нецелесообразности использования более высоких концентраций.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) и продуктивности нефтедобывающих скважин, в том числе при их ремонте, возможно также использование при добыче, транспорте и хранении нефти. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны, обеспечение возможности обработки призабойной зоны глубоких скважин, а также стабильной продуктивности скважин на максимально длительный период без возобновления блокады ПЗП. В способе обработки призабойной зоны пласта путем закачки смеси дихлорметана и ароматического углеводорода используют смесь состава, мас.%: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70, указанную смесь закачивают оторочками, причем в первую оторочку вводят дополнительно деэмульгатор. При этом в качестве деэмульгатора используют блок-сополимеры на основе окисей этилена и пропилена, а в качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентраты ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки смеси дихлорметана и ароматического углеводорода, отличающийся тем, что используют смесь состава, мас. %: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70, указанную смесь закачивают оторочками, причем в первую оторочку вводят дополнительно деэмульгатор. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора используют блок-сополимеры на основе окисей этилена и пропилена. 3. Способ по п. 1 и 2, отличающийся тем, что в качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентраты ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.