Способ обработки призабойной зоны водонагнетательных скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта путем очистки ствола скважины и перфорационных отверстий от асфальто-смолистых веществ . В призабойную зону пласта водонагнетательной скважины закачивается 1 м 100% раствора 4,4 диметил- -1,3-диоксана (ДМД) для очистки стволу скважины и перфорационных отверстий от тяжелых остатков нефти. После того раствор ДМД удаляется из скважины на дневную поверхность. Затем в пласт закачивается водный 5%-ный рас- TJBop ДМД в количестве 1,0-1,5 м на 1 м эффективной толщины пласта. Раствор выдерживается в пласте не менее 24 ч и затем отработанный раствор и продукты реакции выбрасываются на дневную поверхность. После проводится закачка водного 3%-ного раствора ДМД в объеме 2,0-2,5 м на 1 м эффективной толщины пласта с последующим переходом на закачку воды. Из водных растворов ДМД диффундирует в нефть, снижая при этом ее вязкость, температуру насыщения нефти парафином, т.е. позволяет улучшить ее реологические свойства. 9 табл. с

ССНОЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН (50 4 Е 21 В 43/22, 43/27

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К A BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3948654/22-03 (22) 21.06.85 (46) 15.01.87. Бюл. Р 2 (71) Уфимский нефтяной институт (72) О.В.Пешкин, В.И.Мархасин, Д.Л.Рахманкулов, В.В.Девликамов, Р.M.Åíèêååâ, С.С.Злотский, A.Ó.Áàêèров, К.С.Фазлутдинов и Ф.M.Íàãàåâ (53) 62?.245(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Р 1053551,кл. Е 21 В 43/22, 1982. (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ВОДОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промьш ленности и позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта путем очистки ствола скважины и перфорационных отверстий от асфальто-смолистых веществ. В призабойную зону пласта водонагнетательной скважины закачивается 1 м 100% раствора 4,4 диметил-1,3-диоксана (ДМД) для очистки ствола скважины и перфорационных отвер- стий от тяжелых остатков нефти. После того раствор ДЬЩ удаляется из скважины на дневную поверхность. Затем в пласт закачивается водный 5%-ный раствор Д1Щ в количестве 1,0-1,5 м на t м эффективной толщины пласта. Раствор выдерживается в пласте не менее

24 ч и затем отработанный раствор и продукты реакции выбрасываются на дневную поверхность. После проводится закачка водного 3%-ного раствора Д1Щ в объеме 2,0-2,5 м на t м эффективной толщины пласта с последующим переходом на закачку воды. Из водных растворов ДМД диффундирует в нефть, снижая при этом ее вязкость, темпера, туру насыщения нефти парафином, т.е. позволяет улучшить ее реологические свойства. 9 табл. заводнением по толщине.

Цель изобретения — повьппение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем очистки ствола скважины и перфорационных отверстий от асфальто-смолистых веществ.

В призабойную зону пласта водонагнетательной скважины закачивают 1 м

1007.-ного раствора ДМД для очистки ствола скважины и перфорированных дыр от тяжелых остатков нефти, попавших туда вместе с закачиваемой сточной водой, после этого раствор ДМД удаляется из скважины на дневную поверхность. Затем в пласт закачивают

57-ный водный раствор ДМД в количестве i 0-1,5 м на 1 м эффективной толщины пласта. Раствор выдерживают в пласте 24 ч и затем отработанный раствор и продукты реакции выбрасывают на дневную поверхность. После проводят закачку водного раствора ДЩ

3Х-ной концентрации в объеме 2,02,5 м на 1 м эффективной толщины с последующим переходом на закачку воды. ДМД (С Н„ 0 ) относится к классу циклических ацеталей и представляет собой прозрачную подвижную жидкость с молекулярной массой 116,163, плотностью 963 кг/м и температурой кипения 133 С. Растворимость в воде при

20 С до 18 мас.7.

Таблица1

Концентрация

ДМД в водном растворе до контакта, С я, мас.Е

Концентрация

ДМД в водном растворе после контакта с нефтью, С„, мас.Ж

Время кон такта вод ного раст вора ДМД с нефтью, сут

0,04

0,1

1,0

0,20

3,0

0,91

5,0

2,21

0,03

0,1

1,0

0,32

1,07

3,0

5,0

1, 79

0,1

35

1,0

0,32.

1 .128

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности, в частности к способам обработки нефтяных пластов для увеличения приемистости водонагнетательных скважин и охвата пласта

3359 2 водных растворов ДМД (50 мл) переливали в контрольные колбы, закрывали пробками и выдерживали в течение времени опыта.

В табл. 1 представлены результаты определения концентрации ДМД в воДных растворах после контакта с нефтью, Способ проверен в лабораторных условиях и опытной обработкой водонагнетательных скважин. Многие химреа генты диффундируют из водных растворов в нефть, снижая при этом ее вязкость, температуру насыщения нефти парафином, т.е. могут заметно улучшить ее реологические свойства. Водные растворы ДМД различной концентрации и нефть оставляли в контакте на

1, 7, 30 сут. По истечении времени эксперимента осторожно отбирали пробы водных растворов. Оставшуюся часть

3,0

1,67

5,0

Параллельно проводили опыты по определению действия реагента на температуру застывания высокопарафиновых нефтей., Результаты действия ДМД на изменение вязкости и температуры застывания узенькой нефти приведены в табл. 2.

1283359

Таблица2

Вязкость узеньской нефти при различных температурах 10" Па с, С

Концентрация вещества в нефти, мас.7

Температура

Вещество застывания нефти, С

75 70 60 50 40

12,7 14,5 19,5 27,2 45,3 35,0

11 9 13 4 17 4 23 6 40 4

0,1

25,0

118 133 173 229 355

0,5

22,0

1,0

11,3 12,7 16,3 22,1 33,1 20,0

106 117 156 206 324

3,0

18,0

I где д V — изменение объема системы,м, p — коэффициент объемного расширения — начальный объем системы," t — изменение температуры.

Результатыдействия ДИД на температуру насыщения нефти парафином представлены в табл. 3.

Температуру насыщения нефти парафином определяли объемным методом, сущность которого заключается в изменении объема системы в зависимости от температуры. Зто изменение определяется по формуле

nV=V Pa

Таблица3

Вещество Концентраци

ДМД в нефти мас.Х

Температура насыщения неАти параАином

Нефть А Нефть Б

56,4

51,8

47,2

43,7

39,7

32,9

0,01

0,03

0,05

О, f0

0,20

Результаты экспериментов по вытеснению нефти предлагаемым и известным способами с закачкой ОП-10 при t = 4

2 С» = 2,9-10 м/с представ-. лены в табл. 4 °

Продолжение табл. 4

Концентраци вещества в воде, об.Ж

Жидкость вь теснения

Коэффициент вытеснения

К = - — х ыт выт т нач х 1007

Таблица4

Коэффициент 0 вытеснения

66,9

1,0 к выт. и иач. х 100Х

72,8

3,0

Дистиллированная вода

Зксперименты по совместимости ДчЩ с пластовыми водами проводили по полученным результатам содержания ионов

57,8

61,2

1,0

ОП-10

Жидкость вы Концентраци теснения вещества в воде, об.X

28,8

28,2

26,2

22,4

14,8

13,5

5 128335

Са в растворах. Определяли совместимость ДИД с моделями пластовых вод по формуле (табл. 5).

9 б

Результаты совместимости ДМД с пластовыми водами представлены в табл. 5.

Т а б л и ц а 5

Концентрация веществ в растворе, мас.7

С - С

Совместимость S = — — — — 100X

С,-С, Среда В

Среда А

1,0

0,1

2,0

7,3

1,0

20,0

5,9

3,0

7,5

5,0

32,1

-4,38

-6, 17

-2,34

-2,34

0,2

ОП-10

0,5

П р и м е ч а н и е. S — совместимость реагента с пластовыми водами (знак минус указывает, что реагент вызывает осадкообразование; знак плюс указывает, что реагент является ингибитором осадкообраэования, С, — концентрация, мг/л ионов Са в среде ацеталей после нагрева, С вЂ концентрац, мг/л ионов Ca+ в среде, не содержащей Д1Щ после нагрева, С вЂ” концентрация, мг/л ионов

Са в исходной среде до нагрева.

Результаты действия ДЬЩ на набуха- ние глины, представлены в табл. 6. лп

Таблицаб

Жидкость набухания Концентрация Время набу- Коэффициент вещества в хания, сут набухания в воде, об.Ж

4,1

Пресная вода

0,1

3,8

1,0

3,0. 3,3

2,9

5 0

0,1

1,0

3,0

2,1

3,0

3,3

2,6

14

ОП-10

7 128335

В других сериях опытов для моделирования смены жидкостей при закачке реагента в скважины приборы устанавливали в растворы подобные пластовым водам и после окончания набухания за- .

5 меняли эту среду на исследуемые растворы (табл. 7). После окончания набуТаблица 7

Коэффициент набухания глиКоэффициент набухания глины после

II смены жидкости

Коэффициент набухания гли

Схема смены жидкости набухания ны в пластовой воде ны после

I смены жидкости

Пластовые воды пресная вода

Пластовые воды ный водный р/р пресная вода

Пластовые воды ный водный р-р пресная вода

3,1

0,06

1,9

0,6

5%ДМД

0,6

1,5

1 щему содержанию воды в эмульсии (Ч ). Количество отделившейся воды

30 в каждой серии опытов бралось как среднее из пяти параллельных опытов (табл. 8).

Таким образом, проведенные эксперименты свидетельствуют о высокой эффективности реагента класса ацеталей (4,4-диметил-1,3-диоксан).

Растворяющую способность ДМД определяли по потере массы асфальтенов, выделенных при пиролизе нефти (табл. 9).

Результаты действия ДМД на водонефтяные эмульсии при t = 24 С, и

= 5000 об/мин; Т = 120 с представле45 ны в табл. 8.

Т а б л и ц а 8

Концентрация ДМД в эмульсии, об.%

Степень разрушения водонефтяной эмульсии

P = - 100%

1 I

Ч = 30%

44,3

32,1

34,6

О,О

56,3

47,2

50,5

0,25

1i0

70,0

52,9

70,1

Готовили водонефтяные эмульсии трех типов: А — 30% воды и 70%,нефти

Б — 50% воды и 50% нефти,  — 70% воды и 30% нефти. Полученные эмульсии разливали в центрифужные пробирки объемом 8 мл и определяли эффективность разрушения. Отдельно проводили опыты без добавления ДМД в водонефтяные эмульсии. В последующих сериях в пробирки предварительно вносили расчетное количество ДМД. Пробирки помещали в центрифугу, где разрушение эмульсии проводили при комнатной температуре и скорости вращения 5000 об/

/мин в течение двух минут. Степень разрушения эмульсии (Р, %) рассчитывали как отношение количества воды, выделившейся из эмульсии (V g ), к об9

8 хания глины исследуемые растворы, в свою очередь, заменяли на пресную воду.

Результаты набухания бентонита при смене жидкостей при t = 22 С представлены в табл. 7.

U«50% Ч, = 70%

1283359

Продолжение табл.8 тепень разрушения водонефтяной эмульсии

Концентрация ДМД в эмульсий, об.%.

P = †"- 100%

V ов

V, ЗОЖ в 50% в

77,0

78,8

68,8

3,0

90,2

85,0

79,2

5,0 полностью растворил навеску асфальтенов.

Формула и з обретения

2,5/100

240/О

Керосин Конденсат

240/О

Петролейный эфир

240/О

48/100

36/100

Толуол

Бензол

Спирт этиловый

240/10

Составитель И.Лопакова

Техред Н.Глущенко Корректор M.Màêñèìèøèíåö

Редактор С.Лисина

Заказ 7394/27 Тираж 532 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Результаты растворимости асфальтенов в различных химических реаген20оC, m = 2*10 з

V pod% = 15 мл представлены в табл. 9.

Таблица 920

Вещество Время растворения навески асфальтенов, r/% потери массы

Из табл. 9 видно, что наибольшей растворяющей способностью характеризуется ДМД, который в течение 2,5 ч

Способ обработки призабойной зоны водонагнетательных скважин, включающий закачку 3%-ных водных растворов

4,4-диметил-1,3-диоксана (ДМД), о т— л.и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта путем очистки ствола скважины и перфорационных отверстий от асфальто-смолистых веществ, перед закачкой в пласт водных растворов ДМД в скважину последовательно закачивают не менее 1 Mэ 100%ного раствора ДМД с последующим удалением раствора из скважины на дневную поверхность, и водный 5%-ный раствор ДМД в количестве 1 0-1,5 м на 1 м эффективной толщины пласта с выдержкой в пласте не менее 24 ч и удалением на дневную поверхность, а водный раствор ДМД закачивают в объеме 2,0-2,5 мз на 1 м эффективной толщины пласта с последующим переходом на закачку воды.