Способ обработки призабойной зоны пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пластов.

Цель изобретения - повышение обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков.

Способ осуществляют следующим образом.

В водонефтенасыщенный пласт последовательно закачивают смесь растворителя с ПАВ и кислотный раствор. В качестве растворителя закачивают жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360°С. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Се 16.5-16,8

С9 4,8-4,94

С ю 0.60-0,65

Си 1,4-1.5

Ci2 22.3-22,5

Ci3 1,8-1.98

См 1,7-1,78 Ci5 0,82-0,89 С16 0.6-0,7 ,1-0,15 Cie 6-6.2 Cig 1,05-1,09 С2о 2.0-2.2

С220.1-0.3

С24 0,2-0.6

С25 1.2-1,32

С2бО,1-0,16

С27 0.7-0,85

С28 1,5-1.55

Поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов. мас.%:

Жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150- 360°С 95-99.7

ПАВ 0,3-5

Предлагаемый способ исследовали в лабораторных условиях на моделях нефте-, воw

Ј

О

ел ю ел ю о

донасыщенных пластов. Для имитации обводни вшегося нефтяного пласта один из кернов насыщали пластовой водой и замеряли его проницаемость по воде, другой насыщали высокосмолистой нефтью, прокачивали через него 50-100 поровых объемов этой нефти для высаждения на породе асфальто-смо- ло-парафиновых отложений (АСПО) и замеряли проницаемость по нефти. Через два подготовленных таким образом и параллельно обвязанных керна одновременно при одинаковом давлении и температуре согласно предлагаемому способу или способу - прототипу прокачивали растворитель и кислотный состав. О эффективности способов судили по изменению проницаемостей кернов после обработки. Конкретные условия обработки приведены в примерах 1-5.

Пример 1. Керн насытили под вакуумом пластовой водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 108 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: 11,2, смол, 4,8 асфальтенов и 16,5 парафинов. Прокачали через керн 300 мл. что составляет около 50 поровых обьемов керна этой же нефти и замерили проницаемость. Она составила 9 м.д.. Через оба керна параллельно прокачали 60 мл, что составляет около 5 поровых объемов кернов, тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 150-320°С. содержащей в качестве ПАВ прогалит марки СМ 20(40) в количестве 0,3 мас.%. В конце прокачки указанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 87 и водонасыщенного 20 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 13.8 мл, что составляет около 1 перового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 14; фтористый водород 2,5; полигликоль 20; вода 63,5. Керны выдерживали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти. Она составила у водонасыщенного керна 24, а у нефтенасыщенного 116 м.д.

Пример 2. Керн насытили под вакуумом пластовой водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна пластовой воды и замерили проницаемость. Она составила 70 м.д.. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 26/1. Прокачали через керн 590 мл, что составляет около 100 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость, она составила 3 м.д. Через оба керна

параллельно прокачали 100 мл, что составляет около 8 поровых объемов кернов, тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 175-340°С, содержащей в качестве ПАВ неонол АФэ-12 марки СНО-ЗВ в количестве 5 мас.%. В конце прокачки указанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 35 м.д,,а водонасыщенного 17 м.д. После этого через

0 керны параллельно прокачали 15,6 мл, что составляет около 1,3 перового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 10; фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19;

5 вода 66,4. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их конечную проницаемость соотвественно для воды или нефти. Она составила у водонасыщенного керна 0 27, а у нефтенасыщенного 48 м.д.

Пример 3. Керн насытили под вакуумом водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна, пластовой воды и замерили проницаемость.

5 Она составила 96 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: смола А 11,2; асфальтены 4,8; парафины 16,5. Прокачали через 350 мл, что составляет около 60 поровых объемов керна этой же

0 нефти и замеряли проницаемость, она составила 7 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 60 мл, что составляет около 5 поровых объемов кернов, жидкой фракции тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипаю5 щей в пределах 150-320°С. содержащей ПАВ марки GM 20/40 в количестве 0.1 мас.%. В конце прокачки указанного раство рителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 24, водонасыщенного

0 49 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 14 мл, что составляет около 1,1 перового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 14; фтористый водород 2,5; полигликоль

5 20; вода 6,35. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч после чего замерили их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти, она составила у водонасыщенного керна 105 м.д.

0 у нефтенасыщенного 31 м.д.

Пример 4. Керн насытили под вакуумом пластовой водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна, пластовой воды и замерили проница5 емость. Она составила 115 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 26,1. Прокачали через него 250 мл. что составляет около 40 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость.

Она составила 14 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 85 мл, что составляет около 7 поровых объемов кернов, жидкой фракции тяжелой смолы пиролиза нефти, выкипающей в пределах 190-360°С, содер- жащей ПАВ марки проголит GM 20/40 в количестве 10 мас.%. В конце прокачки указанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 162 и водонасыщенного 34 м.д. После этого че- рез керн параллельно прокачали 16 мл, что составляет около 1,3 поровых объемов кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 10, фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19; вода 66,4. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их проницаемость соответственно для воды или нефти, которая составила у водонасыщенного керна 43, а у нефтенасыщенного 221 м.д.

Пример 5 (прототип). Керн насытили под вакуумом водой, прокачали через него 60 мл, что составляет 10 поровых объемов керна пластовой воды и замерили проница- емость. Она составила 84 м.д. Второй керн под вакуумом насытили нефтью, содержащей, %: смола 9,8; асфальтены 3,4; парафины 26,1. Прокачали через керн 300 мл, что составляет около 50 поровых объемов керна этой же нефти и замерили проницаемость, которая составила 12 м.д. Через оба керна параллельно прокачали 70 мл, что составляет около 6 поровых объемов кернов, толуола. В конце прокачки толу- ола проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 52 и водонасыщенного 47 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 13,5 мл, что составляет около 1,1 порового объема кернов, кислот- ного состава, содержащего, мас,%: хлористый водород 10; фтористый водород 1,7; октанол 2,9; изопропанол 19; вода 66,4. Керны выдержали на реакции с кислотным составом в течение 2,5 ч, после чего замерили их конечную проницаемость соответственно для воды или нефти. Проницаемость составила у водонасыщенного керна 109 у нефтенасыщенного 58 м.д.

Полученные результаты суммированы в табл.1.

Данные проведенных исследований свидетельствуют, что предлагаемый способ значительно эффективнее известного. Так, при воздействии на нефте-и водона- сыщенную горную породу проницаемость загрязненных АСПО нефтенасыщенных зон увеличивается в 12,9-16 раз. При этом проницаемость водоносных зон, вследствие тампонирования их устойчивой эмульсией.

снижается в 2,6.-4,5 раза. Использование способа прототипа приводит к увеличению проницаемости нефтенасыщенных зон только в 4,8 раза при одновременном увеличении проницаемости водонасыщенных зон в 1,3 раза, что является отрицательным фактором.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет кратно повысить эффективность обработки призабойной зоны обводненного пласта, загрязненного асфальт о -смоло-парафиновыми отложениями, за счет эффективного удаления из нефтеносных пропластов АСПО и снижения на период кислотного воздействия проницаемости обводненных пропластков. Практическое применение способа позволит повысить текущую добычу нефти из обводненных скважин.

Устойчивость эмульсии при смешении с водой данного растворителя с добавлением в него ПАВ и растворителя по прототипу исследована в лабораторных условиях. Для испытаний при пластовых температурах (40- 50°С) готовили эмульсии путем смешения указанных реагентов с пластовой водой в соотношении 1:1 по объему. Приготовленные эмульсии ставили на отстой при той же. пластовой температуре. Результаты испытаний приведены в табл.2.

Полученные данные свидетельствуют, что соответствующие прототипу ароматические растворители при смешении с водой образуют нвстабильные эмульсии с временем их распада и разделения жидких фаз всего 6-15 мин. В аналогичных условиях соответствующий предлагаемому способу растворитель с добавлением в него 0,3- 5,0% ПАВ при смешении с водой образует эмульсии, стабильные в течение 3 и более часов. Такого вполне достаточно для закачки в ПЗП кислотного состава и кислотной обработки пласта после закачки в него растворителя. Снижение концентрации ПАВ в растворителе ниже, указанного в табл.1 минимального значения, приводит к снижению времени стабильности эмульсии, что нежелательно. Увеличение концентрации ПАВ выше указанного максимального значения нецелесообразно, так как последующая кислотная обработка ПЗП занимает не более 3-6 и 8 ч (опыт 2, табл.2) вполне достаточно для закупорки эмульсией водоносных пропластов на период кислотной обработки пласта.

Формула изобретения Способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в последовательной закачке через скважину в пласт растворигеля и кислотного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропласткоа, в качестве растворителя в пласт закачивают смесь жидких фракций тяжелой смолы пиролиза нефти,

выкипающих при 150-360°С, и поверхностно-активного вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкие фракции тяжелой

смолы пиролиза нефти95-99,7

Поверхностно-активное

вещество0,3-5.

Таблица 1

Иэобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения повышение эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков. В водонефтенасыщенный пласт последовательно закачивают смесь растворителя с ПАВ и кислотный раствор. В качестве растворителя закачивают жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360°С и ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150-360°С 95-99,7; ПАВ 0,3-5. Данный способ позволяет повысить проницаемость нефтенасыщенных пропластков за счет снижения проницаемости водонэсыщенных, 2 табл.

Таблица 2

Продолжение табл. 2