Способ обработки призабойной зоны пласта

Способ обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ . (21)4658615/03 (22) 04.01.89 (46)30.05.91. Бюл, hL 20 (71)Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности и Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола (72)P.З.Магарил, Ю.В.Земцов, Ф.Н.Кобелев и И.И.Краснов (53) 622.275(088.8) (56)Патент США

hh 3970148, кл. Е 21 В 43/27, (166-307). (54)СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57)Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения —

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

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

Способ осуществляют следующим образом.

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

Св 16,5-16,8

Cg 4,8-4,94

С1о 0,60-0,65

С11 1,4-1,5

Сп 22,3-22,5

С1з 1,8-1,98

Ы2, 1652520 А1 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 пиролиэа 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 водонасыщенных, 2 табл.

С14 1,7-1;78

Cia 0,82-0,89

Сы 0,6-0,7

С17 0,1-0,15

С1а 6-6,2

С 19 1,05-1,09

Сго 2,0-2,2

С22 0.1 0,3

С24 0,2-0,6

СгБ 1,2-1,32

Си 0,1-0,16

С2Т 0,7-0,85

Сгв 1.5-1,55

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

Жидкие продукты тяжелой смолы пиролиза нефти с температурой кипения 150360 С 95-99,7

ПАВ 0,3-5

Предлагаемый способ исследовали в лабораторных условиях на моделях нефте-, во1652520 донасыщенных пластов. Для имитации обводнившегося 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-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и замеряли проницаемость по нефти. Через два подготовленных таким образом и параллель но 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

15 обработки приведены в примерах 1-5.

Пример 1. Керн насытили под вакуу, мом пластовой водой, прокачали через него 20 ,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 объемов керна этой же нефти и замерили проницае мость. Она составила 9 м.д,. Через оба керна параллельно прокачали 60 мл, что составляет около 5 поровых объемов кернов, тяжелой смолы пиролиза нефти, выки пающей 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 порового объема кернов, 40 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 45 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 обьемов 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 261. 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 A©g-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 керны параллельно прокачали 15,6 мл, что составляет около 1,3 парового объема 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 конечную проницаемость соотвественно для воды или нефти.

Она составила у водонасыщенного керна—

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.

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 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, выкипающей 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

49 м.д. После этого через керны параллельно прокачали 14 мл, что составляет около 1.1 порового объема кернов, кислотного состава, содержащего, мас.%: хлористый водород 14; фтористый водород 2,5; полигликоль

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. 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 проницаемость, 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.

1652520

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, содержащей ПАВ марки проголит GM 20/40 в количестве 10 мас. . В конце прокачки укаэанного растворителя проницаемость кернов составила: нефтенасыщенного 162 и водонасыщенного 34 м.д, После этого через 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 проницаемость. 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 толуола 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, 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 конечную проницаемость соответственно для воды или нефти. Проницаемость составила у водонасыщеиного 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 иа нефте-и водоиасыщеииую горную породу проницаемость загрязненных АСИО иефтенасыщениых зон увеличивается в 12,9-16 раз. При этом проницаемость водоносных зон, вследствие тампоиирования их устойчивой эмульсией, 5

55 снижается в 2Я-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 призабойнойзоны 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(4050 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 нестабильные эмульсии с временем их распада и разделения жидких фаз всего 6-15 мин, В аналогичных условиях соответствующий предлагаемому способу растворитель с добавлением в него 0,35,0 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 укаэанного максимального значения нецелесообразно, так как последующая кислотная обработка ПЗП занимает не более 3-6 и 8 ч (опыт 2, табл.2) вполне достаточно для заку- порки эмульсией водоносных пропластов на период кислотной обработки пласта.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной эоны пласта, заключающийся в последовательной закачке через скважину в пласт раство7, 1652520

Таблица 1

Пример, ЬВ

Начальная проницаемость кернов, м,д.

Проницаемость кернов в конце закачки растворителя, м.д.

Увеличение (+), сниженйе (— ) проницаемости кернов после об аботок, аз

Проницаемость кернов после кислотной обработки, м.д.

Нефтенасыщенноro для не ти

Водонасыщенноro для во ы

Нефтенасыщенного

Водонасыщенноro

Нефтена- Водонасыщенно- сыщенного го

Нефтенасыщенноro

Водонасыщенго

П е ага об емый спос

3

14

108

96

115

87

24

162

1 7

49

116

48

31

221

24

27

+12,9

+16,0

+4,4

+15,8 — 4,5 — 2,6

+1,1

-2,7

Способ и ототип

+4,8

52 47

109

+1,3

Таблица 2

Массовая доля растворителя, Массовая доля

ПАВ, ok

Температура опыта, ОС

Время стабильности эмульсии

Опыт,М

Тип rIAB

Тип растворителя гаемый способ

П е а

99,7

0,3

Прогалит марки

GM 20/40

95,0

5,0

Неонол АФя — 12 марки СНΠ— ЗВ

Больше 8 ч

99,6

Неонол АФа — 12 марки СНΠ— ЗА

0,4

6ч

Эмульсия не образуется, система расслаивается сразу после прекращения пеемешивания

99,9

0,1

Прогалит марки GM-20/40 рителя и кислотного раствора, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных пропластков, в. качестве раство- 5 рителя в пласт закачивают смесь жидких фракций тяжелой смолы пиролиза нефти, Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 1503200С

Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 175340 С

Тяжелая смола пиролиза, выкипающая при 190360 С

Жидкая фракция тяжелой смолы пиролиза, выкипающая при 1503200С выкипающих при 150-360 С, и поверхностно-активного вещества при следующем соотношении компонентов, мас.7ь:

Жидкие фракции тяжелой смолы пиролиза нефти 95-99,7

Поверхностно-активное вещество 0,3-5.

1652520

Продолжение табл. 2

Составитель H. Спасская

Техред М.Моргентал Корректор С. Черни

Редактор l0. Середа

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101

Заказ 1754 Тираж 374 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5