Способ обработки призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность обработки за счет гидрофобизации поверхности пор. В скважину после вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией опускают насосно-компрессорные трубы с таким расчетом, чтобы они были ниже зоны перфорации на 3 - 4 м. Заменяют буровой раствор на безводную нефть и закачивают в интервал продуктивного пласта углеводородный раствор. Он содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ и углеводородную жидкость в следующих соотношениях соответственно, об.% 0,5 - 0,9; 1 - 2; остальное. Раствор закачивают в объеме, равном объему скважины в интервале продуктивного пласта. Скважину оставляют на капиллярную пропитку пласта на срок не менее 3 сут. Смесь масло- и водорастворимых ПАВ позволяет полностью удалить воду из призабойной зоны пласта, связать ее в виде обратной эмульсии. Это происходит за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть-вода-порода и уменьшения величины капиллярного давления. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к обработке призабойной зоны продуктивного пласта в скважинах, законченных бурением. Целью изобретения является повышение эффективности обработки за счет гидрофобизации поверхности пор. В качестве маслорастворимых ПАВ применялись: Украмин, ЭС-2, АБДМ: водорастворимых ПАВ - дисолван, сульфонол, ОП-7: углеводорода - нефть, керосин, фракция К-2. Украмин - продукт нейтрализации жирных и нафтеновых кислот аминосоединениями, хорошо растворяющийся в углеводородной среде. АБДМ - диметилалкилбензоиламмоний хлорид - продукт нейтрализации кубовых остатков при дистилляции аминов, хорошо растворяющийся в углеводородах. ЭС-2 - дегидратированный полиамид, получаемый при конденсации высших жирных кислот и декстрамина, хорошо растворяющийся в углеводородной среде. Дисолван - импортный ПАВ, представляет собой блок-сополимер на основе окиси этилена и пропилена. Хорошо растворим в воде. Сульфонол - алкиларилсульфонат - продукт алкилирования бензола додециленом с последующей ректификацией, сульфированием и нейтрализацией. Хорошо растворим в воде. ОП-7 - продукт конденсации моно и диалкилфенолов, алкилированных полибутиленом, с окисью этилена. Хорошо растворим в воде. Фракция К-2 - смесь бензиновой и керосиновой фракций, получаемой в процессе промысловой стабилизации нефти. В качестве безводной углеводородной жидкости используют нефть, дизельное топливо, керосин и т.д. Способ осуществляют в следующей последовательности. В скважину, пробуренную по обычной технологии, после вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией, опускают насоснокомпрессорные трубы с таким расчетом, чтобы они были ниже зоны перфорации на 3-4 м. Затем заменяют буровой раствор на безводную нефть и закачивают в интервал продуктивного пласта углеводородный раствор смеси масло- и водорастворимых ПАВ (путем продавливания безводной жидкостью) в объеме, равном объему скважины в интервале продуктивного пласта. Затем скважину оставляют на капиллярную пропитку пласта на срок не менее 3-х сут. Количество масло- и водорастворимых ПАВ, равное 1-2 и 0,5-0,9%, соответственно обосновано экспериментальным и теоретическим исследованиями, которые показали, что для снижения величины поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода с 40 дин/см² до минимума, при котором поверхностное натяжение замерить невозможно, это соотношение является оптимальным. Дальнейшее увеличение содержания ПАВ в растворе не приводит к изменению величины поверхностного натяжения. При продавке смеси водо- и нефтерастворимых ПАВ в интервал перфорации водорастворимые ПАВ, проникая в поры пласта, блокированные фильтратом бурового раствора, снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, при этом уменьшается сила, необходимая для проталкивания фильтрата, увеличивается степень диспергирования фильтрата на твердой поверхности пор. В данном изобретении ставится задача повысить фазовую проницаемость призабойной части продуктивного пласта по нефти, т.е. необходимо удалить воду из капиллярных каналов продуктивного пласта. Углеводородный раствор смеси масло- и водорастворимых ПАВ позволит полностью удалить воду из призабойной зоны пласта, связать ее в виде обратной эмульсии за счет снижения величины поверхностного натяжения на границе нефть-вода-порода и уменьшения величины капиллярного давления. Углеводород, входящий в состав жидкости, заполняет капиллярные каналы пласта, увеличивает нефтенасыщенность его призабойной зоны, тем самым повышается фазовая проницаемость по нефти. Испытания проводились на керновой установке. Модель пласта была представлена образцами керна размером 30х40 мм, с первоначальной проницаемостью по нефти 159˙10^-3; 156,4˙10^-3; 246˙10^-3; 265˙10^-3; 357,8˙10^-3. Для восстановления проницаемости через керн прокачали углеводородную смесь масло- и водорастворимого ПАВ и вновь замерили проницаемость, которая составила 78-95% (табл. 1). С целью подтверждения, что такой эффект может быть получен только при совместном действии масло- и водорастворимых ПАВ, а также определения оптимального времени капиллярной пропитки были использованы керны с проницаемостью по нефти 197,4˙10^-3 и 548,2˙10^-3 мкм (см. табл. 2). Керны насытили минерализованной водой для имитации первичного вскрытия пласта, при этом проницаемость снизилась на 51-48%. После этого через один керн прокачали углеводородный раствор эмультала, через другой - раствор ОП-10. Оба керна оставили на капиллярную пропитку. По истечении 2, 3, 4 сут. замерили нефтепроницаемость кернов, которая составила 50-70%. С целью исключения наложения эффекта насыщения керна углеводородной смесью ПАВ керны привели в исходное состояние, соответствующее после первичного вскрытия пласта, т.е. насытили вновь минерализованной водой. После этого прокачали через керн углеводородную смесь - масло- и водорастворимых ПАВ и оставили на капиллярную пропитку. После проведенной операции нефтепроницаемость увеличилась до 90-95%. Как видно из таблицы, проницаемость керна по нефти после насыщения 1,5% -ным углеводородным раствором эмультала и 0,7%-ным углеводородным раствором ОП-10, каждого в отдельности, позволяет восстановить нефтепроницаемость лишь на 69% и 63% соответственно. И лишь после насыщения углеводородной смесью эмультала и ОП-10, нефтепроницаемость восстанавливается практически на 100%. Время нахождения скважины на капиллярной пропитке равное 3-м суткам, обосновано экспериментальными исследованиями, которые заключались в определении времени вытеснения из кернов модели фильтрата бурового раствора углеводородным раствором, смеси водо- и маслорастворимых ПАВ путем капиллярной пропитки. Исследования показали, что максимальный процент вытеснения фильтрата (99%) достигается по истечению 3-х суток. Для различных водо- и маслорастворимых ПАВ эффективность способа представлена в табл. 3. Обработка продуктивного пласта углеводородной смесью масло- и водорастворимых ПАВ позволяет восстановить коллек- торские свойства пласта на 90-95%.

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, включающий закачку в призабойную зону пласта углеводородной жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки за счет гидрофобизации поверхности пор, совместно с углеводородной жидкостью закачивают смесь масло- и водорастворимых поверхностно активных веществ (ПАВ) и оставляют на капиллярную пропитку пласта на срок не менее 3 сут, при этом компоненты смеси берут в следующих соотношениях, об.%: Водорастворимый ПАВ - 0,5 - 0,9 Маслорастворимый ПАВ - 1 - 2 Углеводородная жидкость - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 11-2002

Извещение опубликовано: 20.04.2002        

---