Патент на изобретение №2161250
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН КАРБОНАТНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки скважин. Способ кислотной обработки включает последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с ПАВ и спиртосодержащим реагентом. Соотношение в смеси кислоты и спиртосодержащего компонента равно 1 : 1. Технический результат: увеличение смачивающей способности кислотной оторочки и создание благоприятных условий для фильтрации нефти, увеличение дебита скважины и снижение обводненности продукции, сокращение освоения скважины, интенсификация добычи нефти. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 2 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки скважин. Известен способ обработки скважин соляной кислотой [1], недостатком которого является низкая эффективность в условиях асфальтосмолопарафиновых отложений. Известен способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя с ПАВ и кислоты (прототип) [2]. Прототип недостаточно эффективен, так как ПАВ переходит в нефть вместе с растворителем, а смачивающая способность кислоты остается недостаточной. Кроме того, после нейтрализации кислоты водонасыщенность призабойной зоны увеличивается, вследствие чего затрудняется фильтрация нефти. Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки скважин карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения смачивающей способности кислотной оторочки и создания благоприятных условий для фильтрации нефти. Соответственно увеличится дебит скважины и снизится обводненность продукции. Сократится период освоения скважины и интенсифицируется добыча нефти. Поставленная задача решается тем, что в способе кислотной обработки скважин карбонатного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного растворителя и кислоты, углеводородный растворитель закачивают до и после закачки смеси кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом. Закачивают смесь кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом с массовым соотношением кислота: спиртсодержащий реагент = 1:1. В качестве углеводородного растворителя закачивают нефрас A 150/330, нефрас A 120/200, C4 120/240, нефрас C5 150/350, дистиллат AC-1, AC-2 и AC-3 и т. п., которые фильтруются в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта, отмывают АСПО и снижают вязкость нефти. Соляная кислота с добавкой спиртосодержащего реагента и ПАВ реагирует с карбонатной горной породой с замедленной скоростью, причем скорость реакции с нефтенасыщенными интервалами продуктивного пласта не меньше, чем с водонасыщенными. Завершающая обработка углеводородным растворителем обеспечивает в призабойной зоне создание повышенной углеводородонасыщенности, увеличивает фазовую проницаемость по нефти, что приводит к увеличению дебита скважины по нефти и снижению обводненности. Повышение эффективности способа достигается за счет экспериментально установленного авторами эффекта выравнивания скоростей реакции кислоты с водо- и нефтенасыщенной горной породой, достигаемого при заявляемой последовательности операций с применением кислоты в смеси с ПАВ и спиртсодержащим реагентом. На фиг. 1-2 представлены результаты опытов по кинетике газовыделения при реакции 3 г дезинтегрированной нефте- и водонасыщенной карбонатной горной породы турнейского яруса Онбийского месторождения с 5 – кратным избытком кислотных составов. На фиг. 1 видно, что соляная кислота 22% концентрации значительно быстрее реагирует с водонасыщенной породой, чем с нефтенасыщенной. Кроме того, степень выработки водонасыщенной породы больше, чем нефтенасыщенной. На фиг. 2 видно, что возможно увеличение скорости реакции кислоты с карбонатной нефтенасыщенной породой за счет разбавления кислоты растворителем спиртовой природы и добавки АФ9-12 (0.5%). Способ осуществляется следующей последовательностью операций. 1. Закачка в скважину углеводородного растворителя. 2. Закачка в скважину смеси кислоты с ПАВ и спиртсодержащим реагентом. 3. Закачка в скважину углеводородного растворителя. Примеры Фильтрационные эксперименты на линейных моделях турнейского яруса Онбийского месторождения проводились в условиях, указанных в таблице. Показано заметное преимущество предложенного способа (опыты 1 -7 табл.) перед прототипом и аналогом (опыты 8-9) по приросту коэффициента вытеснения на стадии доотмыва остаточной нефти. Промысловый пример В скважину 11388 Онбийского месторождения (Кизиловский горизонт) последовательно закачали 7,5 т Нефраса A 150/330, 11 т смеси соляной кислоты с полигликолем (1:1) и ПАВ АФ9-12 (0,5%) и 6 т Нефраса A 150/330. После 16-часового отстоя скважину пустили в работу. В результате обработки дебит по нефти увеличился с 3,3 т/сут до 6,7 т/сут. За время действия эффекта дополнительно добыто 1720 т нефти. Таким образом, заявляемое техническое решение эффективно и промышленно применимо. Источники информации 1. Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М: Недра, 1983. 2. Б. З. Сергеев, В.В.Калашнев, И.В.Журик и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин. – РНТС “Нефтепромысловое дело”, 1978, N 8, с. 12-13т Формула изобретения
РИСУНКИ
MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 22.04.2009
Извещение опубликовано: 27.07.2010 БИ: 21/2010
|
||||||||||||||||||||||||||
