Патент на изобретение №2291959

(54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи. Технический результат – увеличение эффективности способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, осуществление блокировки высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, используют в качестве блокирующего реагента нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию – маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ в углеводороде – с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м³ в соотношении 1:2 соответственно или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, в качестве кислотной композиции – композицию состава, мас.%: соляная кислота или смесь соляной и плавиковой кислот 25,0-80,0, водометанольная фракция – побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол (по метанолу) 1,0-24,5, технический лигносульфонат 2,0-20,0, неионогенное ПАВ 0,1-5,0, вода остальное, блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.

Обработка призабойной зоны пласта блокирующими составами приводит к временному отключению высокопроницаемых обводненных пропластков нефтяного пласта химреагентами с последующим повышением проницаемости не охваченных заводнением нефтенасыщенных пропластков.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий: последовательную закачку гидрофобной эмульсии с меловым порошком, гидрофобной эмульсии и соляной кислоты (авт.св. СССР №1104244, кл. Е 21 В 43/27, 1984 г.).

Однако способ недостаточно эффективен и технологичен, так как используемые составы дороги, а приготовление их трудоемко.

Известен способ обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости водонасыщенного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего агента – органосиликата натрия соляной кислоты и грязевой кислоты (авт.св. СССР №1104245, кл. Е 21 В 43/27, 1984 г.).

Однако известный способ недостаточно технологичен, длителен и трудоемок и может быть использован лишь для нагнетательных скважин.

Наиболее близким по технологической сущности и достигаемому эффекту известен способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующего реагента, выбранного из группы: технический лигносульфонат или технологическую жидкость, содержащую водный раствор солей кальция и сульфитного щелока или состав, содержащий водный раствор лигносульфоната технического и органические добавки и кислотного реагента, выбранного из группы: соляная кислота, или смесь соляной и плавиковой кислот или композицию, содержащую растворитель, поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, или композицию, содержащую водный раствор соляной и плавиковой кислот, поверхностно-активное вещество, неорганические соли и растворитель, причем осадкообразующий и кислотный реагенты берут в соотношении, равном 1:1 соответственно (патент РФ №2065951, кл. Е 21 В 43/27, 1996 г.).

Однако известный способ недостаточно технологичен и эффективен.

В основу настоящего изобретения положена разработка технологичного и эффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющего осуществить блокировку высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, что позволяет закачиваемой в последующем кислотной композиции проникнуть глубже в водонефтенасыщенные и нефтенасыщенные пласты.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, включающей поверхностно-активное вещество ПАВ, воду и соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, в качестве блокирующего реагента используют нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию – маслорастворимое ПАВ в углеводороде – с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м³ в соотношении 1:2 соответственно, или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, кислотная композиция содержит ПАВ неионогенное и дополнительно водометанольную фракцию – побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно.

Нефть для закачки в качестве блокирующего реагента берут с установок подготовки нефти по ГОСТ 9965-76 с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0 мас.%.

Углеводородную композицию берут по ТУ 2458-ОП-004-27823669-01. Она представляет собой маслорастворимое ПАВ, например, АФ₉-4 (ТУ 2483-077-05766801-91) в углеводороде, например дизельном топливе (ГОС 305-82), которую закачивают с минерализованной водой (плотностью 1050-1120 кг/м³) в соотношении 1:2.

В качестве водного раствора полимера берут, например, водный раствор полиакриламида Alcoflood-935 или Accotroll-622 при концентрации 0,1-0,3 мас.%.

Кислотный состав готовят в условиях промышленного производства либо на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов.

Для приготовления кислотного состава берут: соляную кислоту согласно ТУ 38-103141-78; смесь соляной и плавиковой кислот по ТУ 6-01-14-78-91; водометанольную фракцию – побочный продукт при гидролизе кубового остатка диметилфосфата в производстве фосфористой кислоты технической согласно СТП-145-95; метанол технический согласно ГОСТ-2222-78; технический лигносульфонат по ТУ 13-028-1036-029-94, неионогенные ПАВ неонолы АФ9-6, АФ9-12 по ТУ 38.507-63-300-93. Варианты приготавливаемых составов приведены в таблице 1.

Согласно заявленному способу осуществляют закачку нефти или углеводородной композиции с минерализованной водой или 0,1-0,3% водного раствора полимера, которые заполняют высокопроницаемые водонасыщенные пропластки и способствуют их временной блокировке. Далее закачивают кислотную композицию в объеме 8,0-18,0 м³, которая внедряется далеко в пласт в зоны, не охваченные или мало охваченные воздействием. Кислотная композиция продавливается в пласт нефтью в объеме 5,0-6,0 м³.

В таблице 2 приведены конкретные примеры осуществления способа.

Прирост дебита нефти достигается за счет улучшения проницаемости призабойной зоны скважины и отмыва асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО; изоляции водонасыщенных зон. Применение данного способа позволяет увеличить дебит нефти на 0,8-5,8 т/сут. по сравнению с прототипом при сохранении обводненности продукции.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку блокирующего реагента и кислотной композиции, включающей поверхностно-активное вещество ПАВ, воду и соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, отличающийся тем, что в качестве блокирующего реагента используют нефть с установок подготовки нефти с вязкостью 1,0-100,0 мПа·с и содержанием воды менее 5,0% или углеводородную композицию – маслорастворимое ПАВ в углеводороде – с минерализованной водой плотностью 1050-1120 кг/м³ в соотношении 1:2 соответственно, или водный раствор полиакриламида при концентрации 0,1-0,3%, кислотная композиция содержит ПАВ неионогенное и дополнительно водометанольную фракцию – побочный продукт производства фосфористой кислоты технической или метанол и технический лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

блокирующий реагент и кислотную композицию используют в объемном соотношении, равном 1:0,5-3,0 соответственно.