Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПАРАФИНОВЫХ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Известен способ для удаления парафиновых АСВ (патент RU № 2157426, МПК C23G 5/032, Е21В 37/06, C09K 3/00, опубл. 10.10.2000 г., бюл. № 8), в котором для удаления парафиновых АСВ применяют состав из углеводородного растворителя и добавки. В качестве добавки состав содержит азотсодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена (с молекулярной массой ~5000) - Дипроксамин - 157 или попутный продукт пиролиза бензинового или смеси бензинового и газового сырья - смолу пиролизную тяжелую, или смесь Дипроксамин - 157 и смолы пиролизной тяжелой, взятых в массовом соотношении 1:0,1-5,0.

Недостаток данного способа заключается в том, что в способе в качестве углеводородных растворителей используются индивидуальные растворители, например, гексан, что увеличивает затраты на проведение обработки. Также недостатком данного состава является использование высоких концентраций Дипроксамин - 157 (от 0,5 до 5,5 %), что соответственно увеличивает затраты на обработку призабойной зоны пласта.

Известен способ для растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий (патент RU № 2323954, МПК C09K 8/524, опубл. 10.05.2008 г., бюл. № 13), включающий закачку композиции из смеси ароматического углеводорода, алифатического углеводорода и по крайней мере одного блок-сополимера окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина.

Недостаток данного способа заключается в том, что в качестве углеводородных растворителей используют индивидуальные растворители, что увеличивает коррозионную активность композиционного состава по отношению к насосно-компрессорным трубам, выкидным линиям, трубопроводам и оборудованию нефтеперерабатывающих предприятий. Для проведения обработки используются высокие концентрации блок-сополимера окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина (от 0,5 до 5,0%), что влияет на увеличение затрат на обработку скважины.

Известен способ растворения парафиновых АСВ (патент RU № 2098443, МПК C09K 3/00, Е21В 37/06, опубл. 10.12.1997 г.), содержащий закачку этилбензольной и бутилбензольной фракции, легкой пиролизной смолы.

Недостатком указанного способа является низкая эффективность удаления парафиновых АСВ из добывающих скважин нефтяных месторождений, характеризующихся высоким содержанием смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов вследствие низкого содержания углеводородной фракции. Кроме того, компоненты данного состава являются ценным дефицитным нефтехимическим сырьем.

Известен способ растворения и удаления парафиновых АСВ (патент RU № 2228432 МПК Е21В 37/06, опубл. 10.05.2004 г., бюл. № 13), включающий закачку композиции, содержащей углеводородную фракцию 70-165°С - растворитель, полученную из бензиновой фракции процесса риформинга с добавлением в нее 15,9-17,3 % дициклопентадиена или указанную фракцию, полученную ректификацией жидких продуктов пиролиза, в состав которой входит 15,9-17,3 % смеси циклопентадиена и дициклопентадиена, а также неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) ОП-7 и ОП-10 и ПАВ-неонолы и полярный неэлектролит, представленный алифатическими спиртами: метиловым, изопропиловым, изобутиловым.

Указанный состав характеризуется низким содержанием углеводородной фракции, что приводит к ухудшению эффективности растворяющей способности парафиновых АСВ. Недостаток заключается в том, что ПАВ, содержащиеся в данном составе, можно использовать только при положительных температурах, что ведет к ограничению по сезонному применению состава.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону композиции из смеси сорастворителя с ПАВ и растворителя, технологическую выдержку (патент RU № 2235862 МПК Е21В 37/06, Е21В 43/22, опубл. 10.09.2004 г., бюл. № 25).

В качестве композиции используют раствор ПАВ - Рекод-758 в углеводородном растворителе (сорастворителе) - кубовых остатках ректификации этилбензола или раствор ПАВ-неонола АФ_9-12 в углеводородном растворителе - смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука. Дополнительно перед закачкой в указанную композицию вводят дистиллят (растворитель), обработку проводят в два этапа, сначала закачивают первую композицию при следующем соотношении компонентов, вес. %:

осуществляют технологическую выдержку 1-3 часа, затем закачивают вторую композицию при следующем соотношении компонентов, вес. %:

осуществляют технологическую выдержку 20-24 часа.

Недостатки:

- способ позволяет очистить от парафиновых АСВ только часть порового объема пласта призабойной зоны скважины. Как показали лабораторные исследования, растворяющая способность данной композиции составляет 57 %, диспергирующая способность - 24 %;

- один из компонентов композиции (дистиллят) является дорогостоящим нефтехимическим сырьем;

- ПАВ, используемые в данной композиции, имеют высокую температуру застывания, что ограничивает применение технологии в зимнее время.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способности композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства.

Технические задачи достигаются способом обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ, включающим закачку в призабойную зону композиционного состава из смеси сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и растворителя, технологическую выдержку.

Новым является то, что в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный при следующем соотношении компонентов, мас. %:

причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м³/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора.

Повышение эффективности растворения и удаления парафиновых АСВ предлагаемым способом обеспечивается следующим механизмом его воздействия на отложения парафиновых АСВ. При контактировании парафиновых АСВ с композиционным составом процесс взаимодействия начинается на границе раздела «композиционный состав - парафиновые АСВ». В первую очередь химическому воздействию подвергаются смолы и асфальтены, расположенные на поверхности отложений парафиновых АСВ, образующие каркас отложений. Разрушение каркасообразующих элементов парафиновых АСВ происходит за счет действия ароматических углеводородов, входящих в состав углеводородной части растворителя промышленного (РП). РП обладает хорошей растворимостью. Введение в композиционный состав смеси сорастворителя с ПАВ способствует разрушению конгломератов парафиновых АСВ на более мелкие фрагменты, препятствует их повторному агрегатированию, повышает растворяющую способность за счет роста поверхностной активности композиционного состава и эффекта диспергирования парафиновых АСВ.

При контакте парафиновых АСВ с композиционным составом происходит адсорбция ПАВ на поверхности отложений парафиновых АСВ. При концентрации молекул ПАВ на границе контакта «композиционный состав - парафиновые АСВ» образуется сплошной адсорбционный слой. Свойства тел, покрытых адсорбционными слоями ПАВ, резко изменяются: улучшается смачивание парафиновых АСВ растворителем и снижается межфазное натяжение на границе «композиционный состав - парафиновые АСВ», что создает предпосылки для увеличения поверхности их контакта. Образующиеся в результате этого мелкие частицы растворяются и диспергируются в объеме композиционного состава.

Компоненты, применяемые в способе:

- РП - смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, получаемых в процессе каталитического риформинга (платформинга). РП представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с объемной долей бензола не менее 10 %;

- сорастворитель - кубовые остатки бутиловых спиртов, получаемые при производстве бутиловых спиртов методом оксосинтеза, представляют собой прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с плотностью при 20°С 840-880 кг/м³ или растворитель парафиновый нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию от желтого до черного цвета, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти, вырабатывается в процессе подготовки нефти, или сольвент нефтяной, представляющий собой смесь ароматических углеводородов бензольного ряда, получаемых в процессе каталитической ароматизации нефтяных фракций (ГОСТ 10214-78). В композиционном составе может применяться любой из указанных сорастворителей, которые являются взаимозаменяемым продуктом;

- ПАВ - водорастворимый комплексный ПАВ с преобладающей долей неионных веществ и стабилизирующих добавок (прозрачная светло-коричневая жидкость с плотностью при 25°С 980 кг/м³) или маслорастворимый простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси этилена и окиси пропилена с глицерином, или оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена (прозрачная вязкая жидкость с плотностью при 25°С 1020 кг/м³) с температурой застывания от минус 7 до минус 30°С. В композиционном составе может применяться любой из указанных ПАВ, которые являются взаимозаменяемыми продуктами.

Добавление смеси сорастворителя с ПАВ в РП облегчает проникновение в поры пласта призабойной зоны скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз и улучшения смачиваемости породы композиционным составом.

Для испытания композиционного состава были использованы три вида образцов парафиновых АСВ со скважин ЦДНГ-7 и ЦДНГ-6 НГДУ «Лениногорск-нефть». Компонентный состав образцов парафиновых АСВ определялся по «Методике выполнения измерений массовых концентраций асфальтенов, смол и парафина в нефти» (ОАО «ПермНИПИнефть», 1985 г.). Компонентный состав данных образцов указан в табл. 1.

Для исследования растворяющей и диспергирующей способностей ПАВ в сорастворителе были приготовлены составы с различным соотношением компонентов. Данные сведены в табл. 2.

Исследования проводились по методике «Оценка эффективности составов для удаления АСПО» (НПО «Союзнефтепромхим», 1984 г.) на образцах парафиновых АСВ (НГДУ «Лениногорскнефть»), компонентный состав которых указан в табл. 1.

Как видно из представленной табл. 2, наиболее эффективное увеличение растворяющей и диспергирующей способностей обеспечивает раствор простого полиэфира и комплексного ПАВ в области концентраций 0,05-0,2 % в сорастворителе. При использовании сорастворителя с содержанием в нем ПАВ ниже 0,05 % увеличение растворяющей и диспергирующей способностей не наблюдается, а при использовании сорастворителя с содержанием ПАВ выше 0,2 % нецелесообразно, так как не наблюдается увеличение растворяющей и диспергирующей способностей при росте массовой доли ПАВ.

Исследования эффективности способа проводили на композиционных составах с различным соотношением компонентов по методике «Оценка эффективности составов для удаления АСПО» (НПО «Союзнефтепромхим», 1984 г.) на образцах парафиновых АСВ (НГДУ «Лениногорскнефть»), компонентный состав которых указан в табл. 1. Данная методика позволяет определить растворяющую и диспергирующую эффективности композиционных составов для удаления парафиновых АСВ и основана на гравиметрическом способе анализа.

Образцы парафиновых АСВ загружаются в ячейки пресс-формы, уплотняются с помощью винта и выдавливают в виде цилиндрических образцов парафиновых АСВ массой 1-2 г.

Полученные образцы парафиновых АСВ помещают в корзинки из стальной сетки с размером ячейки 1,5×1,5 мм и взвешивают их на весах с точностью ± 0,01 г.

Корзинки с образцами парафиновых АСВ помещают в композиционный состав герметичного сосуда. Объем растворителя в сосуде составляет 100 см³, чтобы композиционный состав полностью покрывал образец парафинового АСВ. Момент погружения образцов в композиционный состав считается началом эксперимента.

Время выдерживания составляет 3 ч при комнатной температуре. Проводится два параллельных опыта. По истечении 3-х часов корзинки с остатками парафиновых АСВ вынимают и сушат при комнатной температуре в подвешенном состоянии до установления постоянной массы образцов парафиновых АСВ с корзинками в течение 24 ч. Массу остатка парафинового АСВ на корзинке определяют по разности массы корзинки и корзинки с остатком парафинового АСВ с точностью ±0,01 г. Композиционный состав с взвешенным остатком парафиновых АСВ отфильтровывают на бумажном фильтре. После сушки фильтра и доведения его до постоянной массы определяют массу остатка парафинового АСВ на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком парафинового АСВ с точностью ±0,01 г.

Растворяющая способность композиционного состава определяется, как отношение разности между исходной и конечной массой парафинового АСВ к исходной массе образца парафинового АСВ по формуле (1):

где Э_р - растворяющая способность композиционного состава, %;

m_ACB - масса навески парафинового АСВ, г;

m_кор - масса остатка парафинового АСВ на корзинке, г.

Диспергирующая способность композиционного состава определяется как отношение массы остатка парафинового АСВ на фильтре к исходной массе образца парафинового АСВ, по формуле (2):

где Э_Д - диспергирующая способность композиционного состава, %;

m_ACB - масса навески парафинового АСВ, г;

m_Ф - масса остатка парафинового АСВ на фильтре, г.

Результаты измерений растворяющей и диспергирующей способностей по прототипу и исследуемых композиционных составов приведены в табл. 3.

Из табл. 2 и 3 следует, что максимальная эффективность композиционного состава достигается при содержании РП в количестве 70-95 %, сорастворителя - 5-30 % и ПАВ - 0,05-0,2 %. Применение сорастворителя в количестве более 30 % снижает растворяющую и диспергирующую способности композиционного состава, а применение сорастворителя в количестве менее 5 % удорожает стоимость композиционного состава.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых АСВ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину под закачку композиционного состава, исходя из геолого-промысловых данных и критериев применимости технологии. Определяют приемистость скважины. Для этого закачивают технологическую жидкость в скважину в объеме 3-4 м³.

Если приемистость скважины при допустимом давлении на обсадную колонну составляет от 1 до 50 м³/ч, то способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых АСВ проводят следующим образом.

Композиционный состав готовят следующим образом.

В первую автоцистерну, например, типа АЦ-500, с 5,0-30,0 мас. % сорастворителем подают ПАВ. Объем ПАВ составляет 0,05-0,2 мас. % от объема сорастворителя. Смесь сорастворителя с ПАВ с помощью насосного агрегата, например, типа ЦА-320, перемешивают в ней до полного растворения ПАВ в течение 10-15 минут. Затем во вторую автоцистерну (или закрытую емкость с перемешивающим устройством объемом 20 м³), в которой находится РП из расчета его массовой доли в композиции 70-95 %, с помощью насосного агрегата подают смесь сорастворителя с ПАВ. Композиционный состав перемешивают в течение 10-15 мин.

В скважину закачивают композиционный состав и продавливают технологической жидкостью, например, безводной нефтью.

Объем закачиваемого композиционного состава и технологической жидкости рассчитывают суммированием объемов колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта.

Объем композиционного состава определяют по формуле (3):

где m - пористость, доли ед.;

h - эффективная толщина продуктивного пласта, м;

R_пзп - радиальный размер призабойной зоны пласта, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, м.

Радиальный размер призабойной зоны пласта, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения (P_нас), определяют по формуле (4):

где ;

R_к - условный радиус контура питания (для практических расчетов -половина расстояния между скважинами), м;

r_с - радиус скважины по долоту, м;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_заб - забойное давление, МПа.

Далее через колонну НКТ при открытой затрубной задвижке производят закачку композиционного состава до верхнего интервала перфорации. Закрывают затрубную задвижку. Объем закачиваемого композиционного состава продавливают в пласт. Продавку композиционного состава производят технологической жидкостью под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Скважину закрывают и оставляют на реагирование на 24 ч. После производят освоение скважины и запускают скважину в работу.

Пример проведения технологического процесса.

Приемистость скважины составляет 3 м³/ч. Объем НКТ и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта равен 5,8 м³. Готовят композиционный состав в объеме 5 м³. Соотношение компонентов, мас. %:

В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают композиционный состав в объеме 5 м³ и доводят до верхнего интервала перфорации технологической жидкостью в объеме 0,8 м³. Закрывают затрубную задвижку. Продавку производят технологической жидкостью в объеме 5 м³ под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Скважину закрывают и оставляют на реагирование на 24 часа. Затем производят освоение скважины и запускают скважину в работу.

При низкой приемистости скважины (приемистость от 0 до 1 м³/ч) проводят закачку композиционного состава с применением забойного гидравлического генератора для создания виброволнового воздействия на пласт.

Спускают гидравлический генератор в скважину и устанавливают его в интервале перфорации в зоне пропластка с минимальной проницаемостью для данной скважины.

При открытой затрубной задвижке с помощью насосного агрегата создают циркуляцию технологической жидкости по схеме: колонна НКТ - гидравлический генератор - затрубное пространство - автоцистерна. Обрабатывают скважину в режиме циркуляции технологической жидкостью до достижения приемистости скважины от 1 до 50 м³/ч. Затем при работающем гидравлическом генераторе проводят закачку композиционного состава способом, указанным для обработки скважины с приемистостью более 1 м³/ч. Вследствие чего восстанавливается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается приток нефти к ее забою, в результате этого повышается забойное давление и динамический уровень, что в конечном итоге приводит к увеличению производительности скважины и, соответственно, к увеличению нефтеотдачи.

Кроме того, способ закачки позволяет повысить свои функциональные возможности за счет постоянной работы гидравлического генератора при закачке композиционного состава для скважин с низкой приемистостью в целях восстановления приемистости данного объекта.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины складывается за счет повышения добычи нефти и снижения затрат на обработку (за счет недорогих углеводородных растворителей и низкой концентрации ПАВ в композиционном составе).