СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2004 года по МПК E21B37/06 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей, работа которых осложнена выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПО) в призабойной зоне.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону 0,2-10,0% раствора продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в минерализованной воде, смешанного с 6-24% водным раствором соляной кислоты [см. пат. RU №2065032, кл. Е 21 В 43/22, опубл. БИ №22 от 10.08.96 г.].

В результате применения способа увеличивается дебит скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела вытесняющего агента с нефтью.

Недостатком способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны скважины от асфальтеносмолопарафиновых веществ, отложения которых в порах пласта препятствуют притоку нефти к забою скважины и тем самым отрицательно влияют на ее эксплуатационные параметры за счет того, что используемые в способе реагенты не являются эффективными растворителями для АСПО.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества ПАВ и технологическую выдержку [см. Справочник “Химические реагенты в добыче и транспорте нефти”, Рахманкулов Д.Л. и др. М., Химия, 1987 г., с. 72-89.].

Известный способ обработки призабойной зоны скважины осуществляется в следующей последовательности.

Выбирается скважина, у которой в процессе эксплуатации снизились технологические (дебит по жидкости и нефти), гидродинамические (забойное давление и динамический уровень жидкости) параметры, а также ухудшились характеристики работы насоса (по показанию динамограммы). Спускают в скважину НКТ с пером до подошвы обрабатываемого пласта. Затем производят закачку композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества ПАВ в НКТ, доводят ее до пласта и осуществляют продавку в пласт безводной нефтью. Закрывают задвижки и оставляют скважину под давлением на 24 часа для реагирования. После вымывают продукты реакции и запускают скважину в работу.

Применение данного метода позволяет повысить дебит скважины по жидкости и нефти за счет частичного растворения АСПО в призабойной зоне и улучшения за счет этого фильтрационных свойств пористой среды для нефти.

Однако способ позволяет очистить от АСПО только часть порового объема пласта призабойной зоны скважины. Как показали лабораторные исследования, при воздействии композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества ПАВ на АСПО максимально может раствориться только 56%, а 26% отложений диспергируется, т.е. происходит механическое разрушение АСПО с образованием сильно развитой поверхности множества мелких твердых частиц, которые способны кольматировать поры пласта призабойной зоны скважины. ПАВ, введенный в состав композиции, повышает поверхностную активность растворителя и эффект диспергирования АСПО. В результате этого эффективность очистки призабойной зоны скважины снижается.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ обработки призабойной зоны скважины, который обеспечивал бы максимально возможный процесс очистки пор пласта призабойной зоны скважины от АСПО.

Технической задачей предлагаемого изобретения является увеличение эффективности очистки пор пласта призабойной зоны скважины от АСПО и повышения в результате этого ее производительности за счет практически полного растворения и удаления АСПО из призабойной зоны скважины.

Поставленная цель достигается описываемым способом обработки призабойной зоны скважины, включающим закачку в призабойную зону композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества ПАВ и технологическую выдержку.

Новым является то, что в качестве указанной композиции используют раствор ПАВ - Рекод-758 в углеводородном растворителе - кубовых остатках ректификации этилбензола или раствор ПАВ - неонола АФ_9-12 в углеводородном растворителе - смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука, и дополнительно перед закачкой в указанную композицию вводят дистиллят, обработку проводят в два этапа, сначала закачивают первую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Указанный растворитель 4,0-8,0

Указанное ПАВ 0,25-0,6

Дистиллят Остальное

осуществляют технологическую выдержку 1-3 часа, затем закачивают вторую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Указанный растворитель 40,0-60,0

Указанное ПАВ 0,25-0,6

Дистиллят Остальное

и осуществляют технологическую выдержку 20-24 часа.

Способ осуществляют в следующей последовательности. На нефтяной залежи выбирают скважину, работа которой осложнена отложениями асфальтеносмолопарафиновых веществ в ее призабойной зоне, т.е. в процессе эксплуатации скважины уменьшились дебиты по нефти и жидкости, снизились динамический уровень и забойное давление. Из скважины извлекают подземное оборудование и спускают НКТ с пером до подошвы обрабатываемого пласта. Заранее в емкостях-смесителях готовят первую композицию в следующей последовательности при определенном соотношении компонентов: сначала растворяют ПАВ в углеводородном растворителе, и дополнительно перед закачкой в композицию вводят дистиллят. Оптимальную концентрацию углеводородного растворителя определяют из экспериментальных данных, представленных в табл.1, из которых видно, что она составляет 4,0 8,0 вес.%.

Оптимальную концентрацию поверхностно-активного вещества определяют из экспериментальных данных, приведенных в табл.2, из которых следует, что она составляет 0,25-0,6 вес.%. При концентрациях ниже 0,25 и выше 0,6 вес.% снижается растворяющая и диспергирующая способность композиции.

Далее производят закачку приготовленной первой композиции в призабойную зону скважины, где ее выдерживают в течение 1-3 часа. При проведении лабораторных экспериментов было замечено (визуально), что в течение 1-3 часов происходит полное разрушение крупных агломератов АСПО на более мелкие, что способствует наиболее эффективному их растворению при последующей закачке второй композиции.

После технологической выдержки в призабойную зону скважины закачивают вторую композицию, приготовленную таким же образом, как и первая, только при других соотношениях компонентов. Как видно из экспериментальных данных, приведенных в табл.3, вторая композиция имеет наилучшие растворяющие свойства при концентрации в ней углеводородного растворителя 40,0 60,0 вес.%.

Скважину оставляют под давлением на 20-24 часа. За это время происходит максимально возможное растворение АСПО (см. табл. 4). После технологической выдержки вымывают продукты реакции, спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.

В качестве углеводородного растворителя берут кубовые остатки ректификации этилбензола (ТУ 2414-033-05766801-95) или смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука (ТУ 2411-036-05766801-95).

В качестве поверхностно-активного вещества используют Рекод-758 или неонол АФ_9-12.

Рекод-758 представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей 50±5%) в метаноле. Рекод-758 выпускается по ТУ 9512-002-48680808-ОП-98 и представляет собой однородную прозрачную жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета с плотностью 870-950 кг/м³, вязкостью 30-60 мм²/с (при 20°С) и температурой застывания не выше минус 50°С.

Неонол АФ_9-12 - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена представляет собой техническую смесь полиэтиленгликолевых эфиров моноалкилфенолов со степенью оксиэтилирования 12. Неонол АФ_9-12 выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98 и относится к водорастворимым неионогенным ПАВ, но растворяется также и в некоторых органических растворителях, в том числе и нефти. Неонол АФ_9-12 - прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с плотностью при 50°С 1046±3 кг/м³, имеющая температуру застывания 13-17°С.

В результате применения предлагаемого способа происходят следующие процессы.

Известно, что добавление поверхностно-активного вещества к углеводородному растворителю облегчает проникновение его в поры пласта призабойной зоны скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз и улучшения смачиваемости породы углеводородным растворителем. Воздействие первой композиции на АСПО в течение 3-х часов приводит к разрушению их до мелких, несвязанных между собой, частичек с сильно развитой поверхностью с одновременным их частичным растворением. Последующая закачка второй композиции, обладающей улучшенной растворяющей способностью, приводит к полной очистке пор пласта от асфальтеносмолопарафиновых веществ. После вымывания продуктов реакции улучшаются коллекторские свойства призабойной зоны скважины, увеличивается приток нефти к ее забою, в результате этого повышается забойное давление и динамический уровень, что в конечном итоге приводит к увеличению производительности скважины.

Примеры конкретного выполнения.

Для экспериментального подтверждения эффективности заявляемого способа приводим конкретные примеры его осуществления.

Испытывают растворяющую и диспергирующую способность композиций по предлагаемому способу по методике, разработанной НИИнефтепромхим. Для испытания берут асфальтеносмолопарафиновые отложения со скважины №1855 Южно-Ромашкинской площади следующего состава, вес.%: асфальтены - 13,8; смолы - 34,2; парафины - 44,0; механические примеси - 3,2; вода и соли - 4,8. Образец АСПО в количестве 1 г помещают в корзиночку из металлической сетки с размером ячеек 1,5×1,5 мм и выдерживают в 30 г композиции в течение 3-х часов при определенной температуре. Растворяющую и диспергирующую способность определяют по потере веса образца АСПО в вес.%.

Пример 1 (прототип). Образец АСПО в количестве 1 г погружают в 30 г композиции углеводородного растворителя (бензин газовый в количестве 29,91 г) и поверхностно-активного вещества (нефтерастворимый ПАВ в количестве 0,09 г). Приготовленная композиция имеет следующее соотношение компонентов, вес.%: бензин газовый - 99,7; ПАВ - 0,3. Через определенные промежутки времени определяют растворяющую и диспергирующую способность.

Результаты испытания приведены в табл. 4 (п.1).

Пример 2 (первая композиция). Готовят композицию: смешивают 0,09 г поверхностно-активного вещества Рекод-758 с 2 г кубового остатка ректификации этилбензола, дополнительно в указанную композицию вводят 30 г дистиллята. Приготовленная композиция имеет следующее соотношение компонентов, вес.%: кубовый остаток ректификации этилбензола - 6,23; ПАВ - 0,28; дистиллят - 93,49. В приготовленную таким образом композицию помещают 1 г АСПО. Через определенные промежутки времени определяют растворяющую и диспергирующую способность. Результаты испытания приведены в табл.4 (п.2), из которых видно, что за 3 часа происходит максимальное диспергирование АСПО. При увеличении времени выдержки АСПО в композиции до 24 часов приводит к растворению диспергированных частиц, но суммарный эффект составляет 85 вес.% (50% - растворившиеся отложения и 35% - в диспергированном состоянии)

Пример 3 (предлагаемый). Готовят композицию: смешивают 0,09 г поверхностно-активного вещества Рекод-758 с 2 г кубового остатка ректификации этилбензола, дополнительно в указанную композицию вводят 30 г дистиллята. Приготовленная композиция имеет следующее соотношение компонентов, вес.%: кубовый остаток ректификации этилбензола - 6,23; ПАВ - 0,28; дистиллят - 93,49. В приготовленную таким образом композицию помещают 1 г АСПО и выдерживают в течение 3 часов, за это время достигается максимально возможный для данной композиции процент диспергирования АСПО (см. табл. 1, п.2). После чего первую композицию заменяют на вторую композицию, приготовленную следующим образом: в 15 г кубового остатка ректификации этилбензола растворяют 0,09 г ПАВ Рекод-758 и дополнительно в указанную композицию вводят 15 г дистиллята, при этом вторая композиция имеет следующее соотношение компонентов, вес.%: кубовый остаток ректификации этилбензола - 49,85; ПАВ - 0,3; дистиллят - 49,85. Через определенные промежутки времени определяют растворяющую способность. Результаты испытания приведены в табл.4, п. 3.

Пример 4 (предлагаемый). Выполняется как пример 3, только в качестве ПАВ используют АФ₉-12, а в качестве углеводородного растворителя - смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука. Результаты испытания приведены в табл.4, п.4.

Из таблицы следует, что обработка АСПО композициями в два этапа позволяет повысить растворимость отложений: в результате обработки первой композицией в течение 3 часов диспергируется 57% и растворяется 24% отложений, при последующей обработке второй композицией растворяется 96-97 вес.%. Таким образом применение предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет ускорить процесс растворения АСПО и повысить его эффективность на 40%. Практически полное удаление отложений из пор призабойной зоны скважины обеспечивает приток нефти к ее забою и тем самым повышает продуктивность скважины. Способ позволяет также повысить свои функциональные возможности за счет расширения ассортимента используемых в качестве углеводородных растворителей дешевых отходов нефтехимического производства (кубовых остатков ректификации этилбензола и смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины складывается за счет повышения добычи нефти и снижения материальных затрат на углеводородные растворители.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей, работа которых осложнена выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПО) в призабойной зоне. Техническим результатом изобретения является увеличение эффективности очистки пор пласта призабойной зоны скважины от АСПО и повышение в результате этого ее производительности за счет практически полного растворения и удаления АСПО из призабойной зоны скважины. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в призабойную зону композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества ПАВ и технологическую выдержку, в качестве указанной композиции используют раствор ПАВ - Рекод-758 в углеводородном растворителе - кубовых остатках ректификации этилбензола или раствор ПАВ - неонола АФ _9-12 в углеводородном растворителе - смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука, и дополнительно перед закачкой в указанную композицию вводят дистиллят, обработку проводят в два этапа, сначала закачивают первую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%: указанный растворитель 4,0 - 8,0, указанное ПАВ 0,25 – 0,6, дистиллят остальное, осуществляют технологическую выдержку 1 – 3 часа, затем закачивают вторую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%: указанный растворитель 40,0 - 60,0, указанное ПАВ 0,25 – 0,6, дистиллят остальное и осуществляют технологическую выдержку 20 – 24 часа. 4 табл.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону композиции углеводородного растворителя и поверхностно-активного вещества (ПАВ) и технологическую выдержку, отличающийся тем, что в качестве указанной композиции используют раствор ПАВ - Рекод-758 в углеводородном растворителе - кубовых остатках ректификации этилбензола или раствор ПАВ - неонол АФ_9-12 в углеводородном растворителе - смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука, и дополнительно перед закачкой в указанную композицию вводят дистиллят, обработку проводят в два этапа, сначала закачивают первую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Указанный растворитель 4,0 - 8,0

Указанное ПАВ 0,25 - 0,6

Дистиллят Остальное

осуществляют технологическую выдержку 1 - 3 ч, затем закачивают вторую композицию при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Указанный растворитель 40,0 - 60,0

Указанное ПАВ 0,25 - 0,6

Дистиллят Остальное

и осуществляют технологическую выдержку 20 - 24 ч.