Способ кислотной обработки скважин

Способ кислотной обработки скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ . РЕСПУБЛИК (19) (11) А

g(SD Е 21 В 43!27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H ABTQPCH0IVIY СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21), 3444609/22-03 (22) 20.05.82 (46) 07.04.84. Бюл. и 13 (72) В.П.Городнов, И.А.Швецов, А.Д.Интяшин и А.С.Григорьев (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам s нефтяной промышленности

"Гипровостокнефть" (53) 622.245.5(088.8) .(56) 1. Амиян В.А., Уголев В.С.

Физико-химические методы повьппения производительности скважин..М., "Недра", 1970, с. 19-31.

2. Глумов И.Ф. и др. Применение серной кислоты для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Труды ТатНИПИнефть. Вып. 34, 1976, с. 153-156 (прототип). (54)(57) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

СКВАЖИН путем закачки в призабойную зону пласта кислотного реагента, отличающийся тем, что, . с целью повышения эффективности обработки путем увеличения отмыва нефти, в качестве кислотного реагента закачивают кислый гудрон — отход парекс-процесса очистки жидких парафинов следующего состава, мас.Х!

Серная кислота 64-70

Сульфокислоты 13-20

Полимеры 4-6

Парафины 0,5-"

Вода Остальное

1084422

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности, в частности к способам интенсификации работы водонагнетательных и нефтяных скважин.

Известны способы кислотной обработки призабойной зоны скважин с помощью соляной и других кислот (1) .

Однако эффективность применения их в добыче нефти, особенно для . стимулирования работы нефтедобывающих скважин невысока, так как. поверхнасть реакции кислот с породой невелика, поскольку они не отмывают нефтепродукты (асфальтосмолистые и парафиновые отложения). от породы пласта.

Известен также способ кислотной обработки скважин путем закачки в призабойную зону пласта кислотного реагента (АСК) f2) .

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 64-7О

Сульфокислоты 13-20

Полимеры 4-6

Парафины 0 5-2

Вода Остальное

Повышенная эффективность КГП при обработке скважин по сравнению с . прототипом обусловлена более высокой поверхностной активностью его водных растворов, чем водных растворов

ACK.

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 i КГП следующего состава, мас.Х: серная кислота 64, сульфокислоты 20, полимеры 6; парафины 2, остальное вола, испытывают

55 на доотмыв нефти иэ 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 с суммарным содержанием солей 246 г/л (Ca2 + Mg составляет 10,4 г/л), затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна нефти вязкостью 9,9 сП при

20 С и затем вытесняют нефть водопроводной водой до предельной обвод-. ненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81Х. Затем в керн последовательно закачивают 25Х от объема пор керна КГП и три поровых объема керна водопроводной воды, Опыт проводят при комнатной температуре 20-22 С.

В результате из керна вытеснено

31,2Х нефти, оставшейся после его заводнения.

Пример 2. КГП следующего состава, мас. .: серная кислота 70;

1 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

25,4Х нефти, оставшейся после его заводнения °

Пример 3. КГП следующего состава, мас. : серная кислота 66; сульфокислоты 17,0, 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, 1Х нефти, оставшейся поспе его заводнения.

Пример 4. Алкилсерную кислоту (АСК) испытывают 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 вьпие, чем сернокислотного реагента, применяемого по прототипу.

Кроме того КГП лучше вытесняет

I нефть и, соответственно, при этом создаются более благоприятные условия для реакции отмытой поверхности породы с кислотой, обеспечивающей повышение проницаемости керна по воде.

1084422

Таблица 1

Шифр

Компонент

КГП-1 КГП-2

КГП-3

Серная кислота

64

20

Сульфокислоты

Полимеры

Парафины

Вода

0 5

9,7

12,5

Таблица 2.К -К

К= — — — 100, %

Проницаемость керна по воде, Д

Сернокислотный химреагент (СР) Опыт до СР после CP

К1

23,4

5 3 з г

КГП-1

КГП-2

КГП-3

Зо.19,8

4,3

5,3

20,8

3,4

6;2

3,8

3, 3

АСК

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 про= ницаемость по воде 3-3,4 Д, насыщают пластовой водой с суммарным содержа-. нием солей 246 г/л (Са + Mg2 составляет 10,4 г/л), затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна мочалеевской нефти вязкостью 9,9 сП при 20 С и вытесняют нефть водопро0 водной водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости из. керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81%. Затем в керн последовательно закачивают

257, от объема пор керна КГП или АСК

В промысловой практике предлагаемый способ кислотной обработки при-. забойной эоны скважины проводится

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- и с использованием АСК.

10 Эффективность сернокислотных химреагентов оценивают по доотмыву остаточной нефти после заводнения (A(,X) и по изменению проницаемости керна (6К,7) по воде до и после

15 закачки их в керн.

Состав КГП представлен в табл. 1, а результаты опытов приведены в табл. 2. путем закачки кислотника по насоснокомпрессорным трубам (НКТ)

0 5-1,5 м КГП на 1 м перфорации

1084422

Составитель И. Лопакова

Редактор M. Янович Техред А.Ач Корректор С. Иекмар

Заказ 1947/25

Тираж 564

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4!5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 йлй толщины пласта, продавки его в пласт водой или безводной нефтью в обьеме НКТ или на 1 м в глубь пласта

Ф соответственно для нагнетательно и нефтедобывающей скважины. Скважина 5 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 (9,75 м на 1 м толщины пласта) с продавкой в пласт 10 м воды и выдержки- на реакцию в течение 16 ч водопроницаемость скважины составила

"360 м в сутки при 80 ат. (Этот промысловый эксперимент показал высокую эффективность при доотмыве нефте-, 20 продуктов в призабойной зоне скважины и, следовательно, при интенсификации. работы водонагнетательных скважин.

Использование кислого гудрона парекс-процесса в предлагаемом способе кислотной обработки призабойной эоны 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 является способ кислотной обработки скважин с помощью АСК, который совпадает с прототипом.

Экономический эффект ст применения 1 тыс.т. реагента составит 0,7-1,2 млн.руб.