Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин.
Одним из путей интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и борьбы с их обводнением является обработка призабойной зоны продуктивного пласта специальными растворами химических реагентов, способными оказывать гидрофобизующее действие на породу коллектора.
Известен способ интенсификации добычи нефти, осуществляемый 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. [Пат. РФ N 2105142, Е 21 В 43/22, 1998 г.]. Способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности (на 5-10%).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ интенсификации добычи нефти, который состоит в том, что призабойную зону скважины обрабатывают под давлением суспензией гидрофобного 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 погонный метр эффективной зоны толщины пласта, где в качестве порошка используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы: тетрафторэтилен, поливиниловый спирт, оксиды титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка, а в качестве растворителя используют легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат, давление закачки составляет 4,0-38,0 МПа, а время воздействия составляет 12-96 ч, повышенное давление создают продавочной жидкостью - нефтью. [Пат. РФ N 2125649, Е 21 В 43/22, от 27.01.99 г.].
Недостатком способа является недостаточно высокая эффективность по добыче нефти.
Таким образом, возникла задача повышения эффективности добычи нефти при одновременном снижении ее обводненности, а также расширения сырьевых ресурсов гидрофобизаторов.
Технический результат - повышение дебита добывающих скважин в 3,5-20 раз за счет равномерной гидрофобизации поверхности коллектора продуктивного пласта и снижение обводненности нефти на 15-98% за счет закупоривания водоносных пропластков.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в скважину суспензии гидрофобного вещества в жидкости-носителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, используют в качестве жидкости-носителя инвертную эмульсию раствора соляной кислоты или фтористоводородной кислоты, или гидроксохлористого алюминия в органическом растворителе - ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, в качестве гидрофобного вещества - порошкообразную серу с содержанием ее 0,5-2,5 мас.% в указанной инвертной эмульсии, в качестве продавочной жидкости - нефть или техническую воду. В скважину закачивают 0,3-1,0 м3 суспензии порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта. Давление закачивания порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии составляет 7,0-15,0 МПа. Время выдержки порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии в призабойной зоне пласта составляет 24-48 часов.
В качестве органического растворителя целесообразно использовать ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, а в качестве инвертной эмульсии применяют растворы сильных кислот или кислотообразующих солей в виде дисперсной фазы в этих же растворителях - дисперсионной среде. Количество дисперсной фазы в инвертной эмульсии составляет 70-90 об.%. Порошкообразная сера выполняет в данном случае функцию твердого стабилизатора (эмульгатора) инвертной эмульсии. Давление закачивания порошкообразной серы в жидкости-носителе может составлять 7,0-15,0 МПа.
Время воздействия суспензии порошкообразной серы в органическом растворителе или инвертной эмульсии на призабойную зону пласта целесообразно выбирать в пределах 24-48 ч.
В предлагаемом способе в качестве порошкообразной серы используется сера молотая для резиновых изделий и каучуков (СМ) по ГОСТ 127.4-94 и сера молотая непылящая (СМН) того же назначения, ТУ 2112-001-36442908-2001, дополнительно содержащая специальные добавки (до 5 мас.%), например, технический углерод и др.
В качестве органических растворителей целесообразно использовать ПАЛР (0) по ТУ 2411-044-05742686-99, СНПХ 78/70 по ТУ 39-05765670-ОП-239-97 и НЕФРАС АР 120/200 по ТУ 38104809-80.
Для приготовления инвертной эмульсии, помимо вышеуказанных растворителей, применяют водные растворы сильных кислот, например 11%-ную соляную, ГОСТ 857-88 или 10%-ную фтористоводородную, ТУ 608-236-77, или водный раствор кислотообразующей соли - гидроксохлористый алюминий по ТУ 38. 302163-94.
Используемая концентрация порошкообразной серы в органическом растворителе или инвертной эмульсии как 0,5-2,5 мас.% обусловлена требованиями прокачиваемости суспензии (эмульсии) насосом цементировочного агрегата. Применение порошкообразной серы в количестве менее 0,5 мас.% нецелесообразно, т.к. в этом случае слишком малое количество гидрофобного порошка проникает в пласт, что в свою очередь снизит надежность данного способа.
Объем закачиваемой в скважину суспензии (эмульсии), как 0,3-1,0 м3 на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта, обусловлен технико-экономической эффективностью процесса, давление же закачки не превышает 15,0 МПа.
Предлагаемый способ подтверждается промысловыми испытаниями на серии скважин. В таблице приведены примеры осуществления предлагаемого способа.
Пример 1. После проведения геофизических исследований и проверки эксплуатационной колонны на герметичность установили скошенный конец НКТ в интервале продуктивного пласта, затем в цементировочном агрегате приготовили суспензию порошкообразной серы в органическом растворителе. Для этого к 50 кг порошкообразной серы (СМ) добавили 4,0 м3 Нефраса АР 120/200, все перемешали, приготовленную суспензию закачали в НКТ и продавили в пласт нефтью в объеме 6,0 м3 при давлении, равном 15,0 МПа, после чего скважину закрыли на реагирование на 48 ч. В результате проведенных работ обводненность снизилась на 15%, дебит нефти увеличился в 3,4 раза. Положительный эффект сохраняется в течение 4 месяцев наблюдения скважины и продолжается дальше.
Пример 2. В цементировочный агрегат закачали 100 л растворителя ПАЛР (0), затем при постоянной его циркуляции порционно добавили 27 кг порошкообразной серы (СМН) и 900л 10%-ного раствора фтористоводородной кислоты. Полученную таким образом инвертную эмульсию закачали в НКТ и продавили в пласт водой в объеме 4,0 м3 при давлении, равном 7,0 МПа. После чего скважину закрыли на реагирование на 24 ч. В результате проведенных работ обводненность снизилась на 15%, дебит нефти увеличился в 6,5 раза.
Пример 3 отличается от предыдущего тем, что для приготовления инвертной эмульсии в качестве дисперсионной среды использовали 1,2 м3 растворителя СНПХ 78/70, в который добавили 20 кг твердого эмульгатора - порошкообразной серы (СМ) и 2,8 м3 11%-ной соляной кислоты - дисперсной фазы. Объемное отношение растворителя и раствора соляной кислоты в инвертной эмульсии составило 30:70%. Перемешивание эмульсии продолжали в течение 30 мин, затем ее закачали в НКТ и продавили в пласт при давлении 15,0 МПа водой в количестве 4,0 м3. После 48 ч реагирования скважину пустили в работу. Обводненность скважинной продукции снизилась на 25%, дебит нефти увеличился в 20 раз.
Пример 4. В качестве дисперсной фазы в инвертной эмульсии использовали гидроксохлористый алюминий (ГХА), а дисперсионной среды - растворитель СНПХ 78/70, при их соотношении 90:10 об.%. Количество введенной порошкообразной серы (СМН) составило 100 кг на 5,0 м3 эмульсии. Способ приготовления инвертной эмульсии аналогичен предыдущему примеру. Давление продавливания водой составило 10,0 МПа. Скважину начали эксплуатировать после 24 ч реагирования. При этом достигнуто снижение обводненности скважинной продукции на 98% и увеличение дебита нефти в 20 раз.
Таким образом, полученные результаты свидетельствуют о том, что использование порошкообразной серы в качестве гидофобизующей добавки позволяет интенсифицировать способ добычи нефти и ограничить ее обводненность, причем применение для этих целей порошкообразной серы в инвертной эмульсии эффективнее по сравнению с использованием ее в виде суспензии в органическом растворителе. Это обусловлено специфическими свойствами предлагаемых эмульсий. Во-первых, в качестве дисперсной фазы эмульсии используются растворы сильных кислот (соляной или фтористоводородной) или гидроксохлористый алюминий в количестве 70-90 об.%. В нефтеносном пласте под действием нефти такая эмульсия разрушается, а кислота, взаимодействуя с породой (карбонатной или терригенной), увеличивает проницаемость нефтеносного пласта. В то время как в водоносном пропластке инвертная эмульсия, являясь гидрофобной, не разрушается под действием воды и выполняет роль объемного закупоривающего экрана. Во-вторых, порошкообразная сера, используемая в данном случае в качестве твердого эмульгатора инвертной эмульсии и равномерно в ней распределяясь, по сравнению с дисперсией способствует более глубокому ее проникновению в продуктивный нефтеносный пласт и равномерной гидрофобизации его поверхности.
Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным способом воздействия на пласт позволяет интенсифицировать добычу нефти в 3,5-20 раз, снизить ее обводненность на 15-98% и тем самым способствует расширению сырьевой базы гидрофобизующих добавок.
Технология и результаты обработки призабойной зоны пласта (ОПЗП) порошкообразной серой в органических растворителях и инвертной эмульсии
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 2008 |
|
RU2382186C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ОБВОДНЕННОГО ПЛАСТА | 2002 |
|
RU2242596C2 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2007 |
|
RU2346153C2 |
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА | 2008 |
|
RU2386803C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ | 2008 |
|
RU2382191C1 |
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 2006 |
|
RU2318996C1 |
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1998 |
|
RU2125649C1 |
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН | 2011 |
|
RU2483201C1 |
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ | 2005 |
|
RU2295635C2 |
РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2006 |
|
RU2319726C1 |
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин в 3,5-20 раз за счет равномерной гидрофобизации поверхности коллектора продуктивного пласта и снижение обводненности нефти на 15-98% за счет закупоривания водоносных пропластков. В способе интенсификации добычи нефти, включающем закачку в скважину суспензии гидрофобного вещества в жидкости-носителе, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, используют в качестве жидкости-носителя инвертную эмульсию раствора соляной кислоты или фтористоводородной кислоты, или гидроксохлористого алюминия в органическом растворителе - ПАЛР(О), СНПХ 78/70, нефрас АР 120/200, в качестве гидрофобного вещества - порошкообразную серу с содержанием ее 0,5-2,5 мас.% в указанной инвертной эмульсии, в качестве продавочной жидкости - нефть или техническую воду. В скважину закачивают 0,3-1,0 м3 суспензии порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии на каждый погонный метр эффективной зоны толщины пласта. Давление закачивания порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии составляет 7,0-15,0 МПа. Время выдержки порошкообразной серы в указанной инвертной эмульсии в призабойной зоне пласта составляет 24-48 часов. 3 з. п. ф-лы, 1 табл.
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1998 |
|
RU2125649C1 |
Авторы
Даты
2005-10-27—Публикация
2004-05-13—Подача