Способ кислотной обработки скважин Советский патент 1984 года по МПК E21B43/27 

I Изобретение относится к нефтедобывающей промьпопенности, в частности к способам интенсификации работы водонагнетательных и нефтян скважин. Известны способы кислотной обра ботки призабойной зоны скважин с помощью соляной и других кислот Ш Однако эффективность применения их в добыче нефти, особенно для стимулирования работы нефтедобываю щих скважин невысока, так как.поверхность реакции кислот с породой невелика, поскольку они не отмьшаю нефтепродукты (асфальтосмолистые и парафиновые отложения), от породы пласта. Известен также способ кислотной обработки скважин путем закачки в призабойную зону пласта кислотного реагента (АСК) 2 . Однако и этот способ недостаточно эффективен, поскольку нефтеотмывающая способность этого хим- реагента невысока. Цель изобретения - повышение эффективности обработки путем увеличения отмыва нефти. Указанная цель достигается тем, что согласно кислотной обработки скважин путем закачки в призабойную зону пласта кислотного реагента, в качестве последнего закачивают кислый гудрон - отход парекс процесса очистки жидких парафинов (КГП) следующего состава, мас.%: Серная кислота 64-70 Сульфокислоты 13-20 Полимеры4-6 Парафины0,5-2 ВодаОстальное Повышенная эффективность КГП при обработке скважин по сра&нению с прототипом обусловлена более высоко поверхностной активностью его водных растворов, чем водных растворов АСК. Более низкое межфазное натяжение растворов КГП на границе с нефтью по сравнению с растворами АСК обеспечивает более полное вытеснение нефтепродуктов с породы пласта и, следовательно, большую поверхность контакта породы с кислотой. .Пример 1, кга следующего состава, мас.%: серная кислота 64, Сульфокислоты 20, полимеры 6; парафины 2, остальное вода, испытывают 22 на доотмыв нефти из керна по следующей методике. Модель пласта длиной 60,5 см и диаметром 1,4 см, представленная кварцевым песком и имеющая пористость 35% и проницаемость по воде 3-8 Д, насыщают пластовой водой g суммарным содержанием солей 246 г/л (Са + Mg составляет 10,4 г/л), затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна нефти вязкостью 9,9 сП при и затем вытесняют нефть водопроводной водой до предельной обвод-. ненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81%. Затем в керн последовательно закачивают 25% от объема пор керна КГП и три поровых объема керна водопроводной воды. Опыт проводят при комнатной температуре 20-22 0. В результате из керна вытеснено 31,2% нефти, оставшейся после его заводнения. Пример 2. КГП следующего состава, мас.%: серная кислота 70; Сульфокислоты 13; полимеры 4; парафины 0,5 и вода остальное, испытывают на доотмыв нефти из керна по методике, описанной в примере 1. В результате из керна вытеснено 25,4% нефти,Оставшейся после его заводнения. Пример 3. КГП следующего состава, мас.%: серная кислота 66, Сульфокислоты 17,0i полимеры 5,0; парафины 1,3 и вода остальное, испытывают на доотмыв нефти из керна по методике, описанной в примере 1. В результате из керна вытеснено 27,1% нефти, оставшейся поепе его заводнения. Пример 4. Алкилсерную кислоту (АСК) испытьгоают на доотмыв нефти из керна по методике, описанной в примере 1. В результате вытеснено 8% нефти, оставшейся после его. заводнения. Таким образом, нефтеотмывающая способность КГП значительно выше, чем сернокислЬтного реагента, применяемого по прототипу. Кроме того. КГП лучше вытесняет нефть и, соответственно, при этом создаются более благоприятные условия для реакции отмытой поверхности породы с кислотой, обеспечивающей повышение проницаемости керна по воде. ° Модель пласта длиной 60,5 см и диаметром 1,4 см, представленная смесью кварцевого песка и измельченного карбоната в соотношении 7:3 и имеющая пористость 33% и проницаемость по воде 3-3,4 Д, насьщаю пластовой водой с суммарным содержа нием солей 246 г/л (Са + Mg составляет 10,4 г/л), затем воду вытес няют тремя поровыми объемами керна мочапеевской нефти вязкостью 9,9 сП при и вытесняют нефть водопроводной водой до предельной обвод- ненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81%. Затем в керн последовательно закачивают 25% от объема пор керна КГП или АСК 24 и три поровых объема керна водопроводной воды. Опыт проводят при комнатной температуре (20-22 С) с противодавлением на выходном конце.. На этой модели пласта проводят 4 опыта: 1,2 и 3-й с использованием КГП, состав которых приведен в табл. 1,. а 4-й с использованием АСК. Эффективность сернокислотных химреагентов оценивают по доотмыву остаточной нефти после заводнения (412,%) и по изменению проницаемости керна (йК,%) по воде до и после закачки их в керн. Состав КГП представлен в табл. 1, а результаты опытов приведены в табл. 2. Таблица 1

СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТЖ СКВАЖИН путем закачки в призабойную зону пласта кислотного реагента, отличающийся тем, что, с целью повьппения эффективности обработки путем увеличения отмыва нефти, в качестве кислотного реагента закачивают кислый гудрон - отход парекс-процесса очистки жидких парафинов следующего состава, мас.%: Серная кислота 64-70 Сульфокислоты . 13-20 Полимеры 4-6 Парафины0,5-2 ВодаОстальное

В промысловой практике предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны скважины проводится

.Т а б л и ц а 2 путем закачки кислотника по насоснокомпрессорным трубам (НКТ) 0,5-1,5 м КГП на 1 м перфорации или толщины пласта, продавки его в пласт водой или безводной нефтью в объеме НКТ или на 1 м в глубь пласта соответственно для нагнетательной и нефтедобывающей скважины. Скважина закрывается и оставляется на реакцию на 16-24 ч. После этого скважина пускается в эксплуатацию. По этому способу проведена обработка нефтедобывающей скважины с целью перевода ее под закачку воды. Скважина до обработки не принимала воду при 110 ат. После закачки 6 м КГП ( м на 1 м толщины пласта) с продавкой в пласт 10 м. воды и выдержки- на реакцию в течение 16ч водопроницаемость скважины составила 360 м в сутки при 80 ат. (Этот промысловый эксперимент показал высо кую эффективность при доотмыве нефте-; 20 продуктов в призабойной зоне скважины 224 и, следовательно, при интенсификации, работы водонагнетательных скважин. Использование кислого гудрона парекс-процесса в предлагаемом способе кислотной обработки призабойной зоны скважин позволяет .не только интенсифицировать работу нагнетательных и нефтяных скважин, но и решить вопрос утилизации КГП как отхода производства. На каждую тысячу тонн КГП ориентировочно будет добыто (при обработке только нефтедобывающих скважин) 60-100 тыс.т. нефти. Базовым вариантом явх;яется способ кислотной обработки скважин с помощью АСК, который совпадает с прототипом. Экономический эффект от применения 1 тыс. т. реагента составит 0,71,2 млн.руб.