Способ обработки скважин ингибиторами соле- и парафиноотложений

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ингибирования соле- и парафиноотложений в призабойной зоне пласта и на подземном оборудовании скважин, преимущественно обводненных пластовой или закачиваемой водой. Цель изобретения - повышение эффективности способа обработки обводненных скважин ингибиторами (И) за счет увеличения длительности ингибирующего действия и увеличения производительности скважин. В обводненный пропласток призабойной зоны пласта закачивают И. Затем в обводненный пропласток закачивают материал, увеличивающий в 2-100 раз фильтрационное сопротивление на пути обратного продвижения данного И к забою скважины, после чего закачивают И в нефтенасыщенный и водонасыщенный пропластки. Так как в водонасыщенном пропластке фильтрационные сопротивления после закачки материала значительно превышают сопротивления в нефтенасыщенном пропластке, то большая часть И отклоняется в нефтенасыщенный пропласток. Часть И, поступающая в водонасыщенный пропласток, восстанавливает гидродинамическую связь между забоем скважины и пропластком, играющим роль емкости для хранения И. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ингибирования соле- и парафиноотложений в призабойной зоне пласта и на подземном оборудовании скважин, преимущественно обводненных пластовай или закачиваемой водой. Цель изобретения - повышение эффективности способа обработки обводненных скважин ингибиторами за счет увеличения длительности нгубирующего действия и увеличения производительности скважины. Это достигается тем, что в известном способе, включающем закачку в призабойную зону пласта ингибитора, в обводненный пропласток последовательно закачивают ингибитор и материал, увеличивающий в 2-100 раз фильтрационное сопротивление на пути обратного продвижения ингибитора к забою скважин, с последующим нагнетанием ингибитора в пропластки. Закачка ингибитора в обводненный пропласток позволяет использовать пропласток как емкость для хранения и расходования ингибитора во времени. Закачка вслед ингибитора в обводненный пропласток материала, увеличивающего в 2-100 раз фильтрационное сопротивление на пути обратного продвижения ингибитора, позволяет увеличить длительность эффекта ингибирования и увеличить производительность скважины по нефти. Последующее нагнетание ингибитора в оба гропластка несет двойную цель. С одной стороны, ингибитор, поскольку в водонасыщенном интервале ему созданы дополнительные сопротивления, большей частью отклоняется в нефтенасыщенный пропласток и диспергирует (отложения парафина) или растворяет (отложения солей), что приводит к образованию тонкодисперсных систем или растворов, которые при пуске скважины в работу удаляются с потоком нефти. Это также приводит к увеличению производительности скважины по нефти. С другой стороны, часть ингибитора, попадающего в водонасыщенный интервал, обеспечивает непрерывность процесса ингибирования во времени, так как восстанавливает гидродинамическую связь с обводненным пропластком, который используется в качестве емкости для хранения ингибитора. При проведении лабораторных исследований замечено, что после закачки ингибитора в модель пласта и создания на пути его обратного продвижения фильтрационных сопротивлений с последующим нагнетанием ингибитора скорость вымывания ингибитора замедляется, а длительность эффекта ингибирования соответственно увеличивается. В то же время происходит увеличение доли "нефти" в потоке на выходе из образца (производительность по "нефти" увеличивается). Опыты проводились на фильтрационной установке, включающей модели двух пропластов (водо- и нефтенасыщенного), насос, систему трубопроводов и КИП. В качестве ингибитора используется 0,3%-ный раствор МЛ-80 - ПАВ многофункционального действия, а материала, создающего фильтрационные сопротивления,гелеобразующий состав (КМЦ 3% + бихромат калия 3% + вода остальное). Результаты исследований, обработанные на ЭВМ, представлены в табл. 1. Обнаружено, что, создавая фильтрационные сопротивления на пути обратного продвижения ингибитора, меньшие чем в два раза, заметного замедления выноса ингибитора не достигается, При создании фильтрационных сопротивлений, больших чем в 100 раз, ингибитор из обводненного пропластка практически не выносится. В результате исследований определена оптимальная степень увеличения фильтрационных сопротивлений для ингибитора в зависимости от радиуса обработки и начальной обводненности в продукции скважины. Результаты исследований приведены в табл. 2. В качестве ингибитора солеотложений для осуществления способа могут быть использованы нитротриметилфосфоновая кислота (ИСБ-1), оксиэтилмиденфосфоновая кислота, полиэтиленполиаминметилфосфоновые кислоты, поверхностно-активные вещества многофункционального действия и пр. В качестве ингибитора парафиноотложений рекомендуется использовать поверхностно-активные вещества многофункционального действия типа МЛ-72, МЛ-80, ВРК, а также могут быть использованы и реагенты типа СНПХ-7200. В качестве материала, создающего фильтрационное сопротивление на пути продвижения ингибитора, могут использоваться растворы полиакриламида, растворы КМЦ, различные гелеобразующие составы, смеси гипана с жидким стеклом, водонефтяные эмульсии и т. д. Пример 1. Способ обработки скважины сигибитором солеотложений. Параметры скважины: глубина 1710 м, интервалы перфорации 1675-1676, 1680-1685 м, нижний интервал обводнен пластовой водой, обводненность продукции скважины 95%, дебит жидкости130³/сут. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на глубине 1685 м закачивают 12 м³ 0,5%-ного раствора ИСБ-1, 5м³ гелеобразующего раствора и 2 м³ 0,5-ного раствора ИСБ-1. Продавку осуществляют 5,5 м³ воды. Выдерживают скважину на реагирование 12 ч, после чего пускают в работу. длительность ингибирующего действия увеличилась в 10 раз, а производительность скважины нефти - в 7 раз. Пример 2. Способ обработки скважины ингибитором парафиноотложений. параметры скважины: глубина 1690 м, интервалы перфорации 1654-1656, 1659-1663 м, нижний интервал обводняется закачиваемой пресной водой, обводненность продукции скважины 30%, дебит жидкости 25 м³/cen& Перед обработкой скважину промывают 0,3%-ным раствором МЛ-80, объем раствора не менее 60 м³. После промывки МКТ устанавливают на глубине 1663 м и закачивают в пласт 10 м³ 0,3%-ного раствора МЛ-80, 4 м³ 0,15%-ного раствора полиакриламида и 1 м³ 0,3%-ного раствора МЛ-80. Скважину выдерживают на реагирование 48 ч, после чего пускают в работу. Длительность ингибирущего действия увеличилась в 1, раза, а производительность скважины по нефти - на 9%. Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с известными способами следующие преимущества: достигается увеличение межремонтного периода работы скважин, увеличение дибита скважины по нефти; уменьшение обводненности продукции скважин в течение межремонтного периода их работы.

Формула изобретения

Способ обработки скважин ингибиторами соле- и парафиноотложений, включающий закачку в призабойную зону пласта ингибитора и его извлечение в скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа в обводненных скважинах за счет увеличения длительности ингибирующего действия и увеличения производительности скважин, перед закачкой ингибитора в призабойную зону пласта осуществляют закачку ингибитора соле- и парафиноотложений в обводненную часть призабойной зоны пласта, а после закачки ингибитора в обводненную часть призабойной зоны пласта закачивают материал, увеличивающий в 2 - 100 раз фильтрационные сопротивления на пути извлечения ингибитора из обводненной призабойной зоны пласта в скважину.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

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: 28.01.2006

Извещение опубликовано: 20.03.2007        БИ: 08/2007

---