Способ обработки призабойной зоны водонагнетательных скважин

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 359 А О 4 Е 21 В 43/22,ОПИС Е ИЗ НИ ЬСТВУ Н АВТОРСКОМУ у 0 2 ой ин .Марх .Девл тский т т асин, икамов,А.У,БакиМ,Нагаев ССР 82,тельство Г43/22, 19(54) СПОСОБ ОБРАБ ЗОНЫ ВОДОНАГНЕТАТ (57) Изобретение бывающей промьшле повысить эффектив забойной зоны пла ствола скважины и верстий от асфаль ществ. В призабой донагнетательной ОТКИ ПРИЗАБОЙ ЕЛЬНЫХ СКВАЖИ относится к н НОИН ефтед оляет нности и по ность обраб ки п стки х о та путем оч перфораци о-смолист ую зону пл кважины зак чиваетОСУДАРСТВЕКНЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИ(56) Авторское свидеР 1053551,кл. Е 21 В ся 1 м 100% раствора 4,4 диметил- -1,3-диоксана (ДМД) для очистки ствола скважины и перфорационных отвер-с- стий от тяжелых остатков нефти. После того раствор ДМД удаляется из скважины на дневную поверхность, Затем в пласт закачивается водный 5%-ный раствор РЩ 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 Д 1 Щ 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, темпера, туру насыщения нефти парафином, т.е. позволяет улучшить ее реологические свойства, 9 табл.заводнением по толщине,Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем очистки ствола скважины и перфорационных отверстий отасфальто-смолистых веществ.В призабойную зону пласта водонагнетательной скважины закачивают 1 м1007.-ного раствора ДЩ для очисткиствола скважины и перфорированных дырот тяжелых остатков нефти, попавшихтуда вместе с закачиваемой сточнойводой, после этого раствор ДМД удаляется из скважины на дневную поверхность, Затемв пласт закачивают57-ный водный раствор ДМД в количестве 1,0-1,5 м на 1 м эффективнойтолщины пласта. Раствор выдерживаютв пласте 24 ч и затем отработанныйраствор и продукты реакции выбрасывают на дневную поверхность. После проводят закачку водного раствора ДЩЗЕ-ной концентрации в объеме 2,02,5 м на 1 м эффективной толщины споследующим переходом на закачку воды, ДМД (С Н 0) относится к классуциклических ацеталей и представляетсобой прозрачную подвижную жидкостьс молекулярной массой 116,163, плотностью 9 бЗ кг/мэ и температурой кипения 133 С. Растворимость в воде при20 С до 18 мас,7,Таблица 1 Время кон такта вод ного раст вора ДМД с нефтью,сут КонцентрацияДМД в водномрастворе доконтакта,С,я, мас.Е КонцентрацияРЩ в водномрастворе после контактас нефтью,С, мас.7. 0,1 0,04 20 1,0 0,20 3,0 0,91 5,0 2,21 0,1 0,03 1,0 0,32 3,0 1,07 5,0 1, 79 30 0,1 35 1,0 0,32 1 .128Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяных пластов для увеличения приемистости водонагнетательных скважин и охвата пласта 3359 2водных растворов ДМД (50 мл) переливали в контрольные колбы, закрывалипробками и выдерживали в течение времени опыта.В табл. 1 представлены результатыопределения концентрации ДМД в водныхрастворах после контакта с нефтью, Способ проверен в лабораторных условиях и опытной обработкой водонагнетательных скважин. Многие химреа генты диффундируют из водных раство" ров 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 часть3,0 5,0 1,67 Параллельно проводили опыты по определению действия реагента на температуру застывания высокопарафиновыхнефтейРезультаты действия ДМД на изменение вязкости и температуры застывания узенькой нефти приведены втабл. 2,1283359 Таблица 2 Вязкость узеньской нефти при различныхтемпературах 10" Па с, С Вещество Концентрациявещества внефти, мас.7 Температура застываниянефти, 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 11,8 13,3 17,3 22,9 35,5 0,5 22,0 1,0 11,3 12,7 16,3 22,1 33,1 20,0 10,6 11,7 15,6 20,6 32,4 3,0 18,0 1где д Ч - изменение объема системы,м,- коэффициент объемного расширения- начальный объем системы,"ь - изменение температуры.Результатыдействия ДИД на температуру насыщения нефти парафином представлены в табл, 3. Температуру насыщения нефти парафином определяли объемным методом, 20 сущность которого заключается в изменении объема системы в зависимости от температуры. Зто изменение определяется по Формуле25 аЧ=Ч,Э лЕ,Таблица 3 Вещество Концентрация ТемпераЛМД в нефти, Финоммас.Х а насыщения нефти параНеФть Нефт 6,4 1,8 00,0 28,8 28,2 47,43,39,32,9 Результаты родолжение табл. сперимлагаечкой О 0 м ентов по вытес мым и известным Ппри й с представ нению нефти предспособами с зака - 2 С, Ч = 2,9 лены в табл. 4Жидкость теснения Коэффициенвытеснения Концентрац вещества в оде, об. К = -- хЧаютьыт Чначх 1007 Коэффициент 5вытеснения 66,9 0 Чуу ььи. Ч 100372,8 Дистиллированная вода ОПЗксперименты по совместимости ДчЩ с пластовыми водами проводили по полученным результатам содержания ионов,0 Жидкость вы Концентрац теснения вещества в воде, об.Х5 128335 Саф в растворах. Определяли совместимость ДИД с моделями пластовых вод по Формуле (табл. 5). 9 бРезультаты совместимости ДМД с пластовыми водами представлены в табл. 5. Т а б л и ц а 5 Концентрация веществв растворе, мас.Х С -ССовместимость Я = ---- 100 ХС,-С,Среда В Среда А 1,0 0,1 2,0 7,3 1,0 20,05,9 3,0 7,5 5,0 32,1-2,34 -2,34 0,2 ОПП р и м е ч а н и е. Б - совместимость реагента спластовыми водами (знак минус указывает, что реагентвызывает осадкообразование;знак плюс указывает, чтореагент является ингибиторомосадкообраэования, С, - концентрация, мг/л ионов Сав среде ацеталей после нагрева,С в концентрац,мг/л ионов Са в среде, несодержащей ДИЦ после нагрева,С з - концентрация, мг/л ионовСа в исходной среде до нагрева.1Результаты действия ДМД на набуха- ние глины, представлены в табл, 6.юТаблицаб Жидкость набухания Концентрация Время набу- Коэффициентвещества в хания, сут набуханияв воде, об.Ж 4,1 Пресная вода 10 0,1 3,8 1,0 3,0 3,3 2,9 5,0 0,1 3,0 2,13,03,32,6 7 15 14 12 ОП7 128335В 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 глиКоэффициентнабуханияглины после11 смены жидкости Коэффициент набухания гли Схема смены жидкости набуханияны в пластовой воде ны после 1 сменыжидкости Пластовые воды пресная вода Пластовые воды ный водный Р/Р пресная вода Пластовые воды ный водный Р р пресная вода 3,1 0,06 1,7 0,6 5%ДМД0,6 1щему содержанию воды в эмульсииЧ ). Количество отделившейся воды 30 в каждой серии опытов бралось каксреднее из пяти параллельных опытовтабл. 8).Таким образом, проведенные эксперименты свидетельствуют о высокойэффективности реагента класса ацеталей (4,4-диметил,3-диоксан). Растворяющую способность ДМД определяли по потере массы асфальтенов,выделенных при пиролизе нефти(табл, 9).Результаты действия ДМД на водонефтяные эмульсии при= 24 С, и= 5000 об/мин; Т = 120 с представле ны в табл. 8. Т а б л и ц а 8 Концентрация ДМД в эмульсии, об.% Степень разрушения водонефтяной эмульсии Р = ф%Ч 1 Ч = 30% 44,3 32,1 34,6 О,О 56,3 47,2 50,5 0,25 1,0 70,0 52,9 70,1 Готовили водонефтяные эмульсии трех типов: А - 30% воды и 70%,нефти, Б - 50% воды и 50% нефти, В - 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 (Ч,а ), к об 98хания глины исследуемые растворы, всвою очередь, заменяли на преснуюводу,Результаты набухания бентонита при смене жидкостей при С = 22 С представлены в табл, 7,Ч= 50% Ч, = 70%10 1283359 Продолжение табл.8 тепень разрушения водонефтяной эмульсии Концентрация ДМД в эмульсий, об.Я Р = - ф"- 100%7ов Ч 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 изобретения 2,5/100 240/О КеросинКонденсат 240/О 30 Петролейный эфир 240/О 48/100 36/100 Толуол 35 БензолСпирт этиловый 240/10 Составитель И.ЛопаковаТехред Н.ГлУщенко Корректор М,Максимишинец Редактор С.Лисина Заказ 7394/27 Тираж 532 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Производственно-полиграфическое .предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Результаты растворимости асфальтенов в различных химических реаген 20 оС 2 10- з 7 роотси = 15 мл представлены в табл. 9.Таблица 920 Вещество Время растворения навески асфальтенов, г/% потери массы25 40Из 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,3-диоксана (ДМД), о т - л и ч а ю щ и й с я 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 мэ 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.