RU2103477C1

RU2103477C1 - Method for treating of down-hole zone of bed

Info

Publication number: RU2103477C1
Application number: RU96124458A
Authority: RU
Inventors: Петр Иванович Кононенко; Вячеслав Александрович Богуслаев; Ким Кириллович Квитчук; Олег Абрамович Макаров
Original assignee: Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС"
Priority date: 1996-12-27
Filing date: 1996-12-27
Publication date: 1998-01-27

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this can be used for restoring and increasing productivity of oil wells having their down-hole zone clogged with asphaltic-resin-paraffin depositions. According to method, down-hole zone of bed is treated by injection of solvent into it which is selected from group of: chlor- and/or fluohydrocarbons of methane, ethane, pentane line. Then, solution is kept in well zone for technological delay. Additional acid treatment is undertaken by solution of sulfaminol in brine water of following concentration, mass %: sulfaminol 14-18, brine water - the balance before injection of solution; and of concentration, mass%: sulfaminol 7-9, brine water - the balance after injection of solution. This procedure gives stable increase in productivity of low-output wells by 10-12 times and maintains it during long period of 2-3 years and more. EFFECT: high efficiency. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления и повышения продуктивности нефтяных скважин, призабойная зона которых заблокирована асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). The invention relates to the oil industry and can be used to restore and increase the productivity of oil wells, the bottom-hole zone of which is blocked by asphalt-resin-paraffin deposits (paraffin deposits).

Известен ряд способов обработки призабойной зоны скважины путем закачки органического растворителя, продавки его в пласт, выдержки в пласте и удаления продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу. Например, способ, в котором в качестве растворителя используют смесь ракетного топлива и хинолина [1]. A number of methods are known for treating the bottom-hole zone of a well by injecting an organic solvent, pumping it into the formation, holding it in the formation and removing reaction products from the formation when the well is put into operation. For example, a method in which a mixture of rocket fuel and quinoline is used as a solvent [1].

Описанный растворитель при его выдержке в призабойной зоне скважины в течение суток обеспечивает повышение дебита скважины с 0,1 до 3,8 т/сут. The described solvent, when it is kept in the bottom-hole zone of the well during the day, provides an increase in the flow rate of the well from 0.1 to 3.8 t / day.

Такое увеличение дебита скважины не может быть сохранено в данном случае на длительный период из-за того, что указанный растворитель не препятствует отложению АСПО в процессе дальнейшей эксплуатации скважины, так как существенно не влияет на изменение свойств поверхности пор и каналов пласта. Such an increase in the flow rate of the well cannot be maintained in this case for a long period due to the fact that the specified solvent does not prevent the deposition of paraffin deposits during the further operation of the well, since it does not significantly affect the change in the surface properties of pores and formation channels.

Известен ряд способов, в которых обработка призабойной зоны растворителем комбинируется с обработкой поверхностно-активными веществами (ПАВ) [2] или с кислотной обработкой [3]. A number of methods are known in which treatment of the bottom-hole zone with a solvent is combined with treatment with surface-active substances (SAS) [2] or with acid treatment [3].

Использование в указанных способах углеводородных растворителей, таких как гексан, бензол, углеводородный конденсат, являющихся растворителями АСПО, тем не менее также не может обеспечить стабильность дебита скважины более чем на несколько месяцев. Такие растворители на некоторое время придают стенкам пор и каналов в пласте водоотталкивающие свойства, что не препятствует повторному возобновлению блокады АСПО во времени. The use in these methods of hydrocarbon solvents, such as hexane, benzene, hydrocarbon condensate, which are asphaltene-paraffin solvents, however, also cannot ensure the stability of the well flow rate for more than several months. Such solvents for some time give the walls of the pores and channels in the formation water-repellent properties, which does not prevent the repeated resumption of blockade of paraffin in time.

Наиболее близким к изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачивание в нее эмульсии, содержащей растворитель, выбранный из группы, включающей галогенизированные углеводороды и высокоароматические углеводороды, некислотную водную жидкость, содержащую хлористый натрий и хлористый калий, и ПАВ, и выдерживание его в зоне [4]. Closest to the invention is a method of treating the bottom of the formation, including pumping in it an emulsion containing a solvent selected from the group comprising halogenated hydrocarbons and highly aromatic hydrocarbons, a non-acidic aqueous liquid containing sodium chloride and potassium chloride, and surfactant, and keeping it in the zone [4].

Однако указанный способ не обеспечивает стабильной работы скважины на длительный период. However, this method does not provide stable operation of the well for a long period.

Задача изобретения - создание способа обработки призабойной зоны пласта, обеспечивающего стабильность продуктивности скважины на длительный период времени за счет препятствования возобновлению блокады АСПО. The objective of the invention is the creation of a method of processing the bottom-hole zone of the reservoir, ensuring the stability of the productivity of the well for a long period of time by preventing the resumption of blockade of paraffin.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачивание в нее растворителя и выдерживание его в зоне, используют растворитель, выбранный из группы: хлор- и/или фторуглеводороды метанового, этанового, пентанового ряда, и дополнительно проводят кислотную обработку раствором сульфаминовой кислоты в пластовой воде концентрацией, мас. %: сульфаминовая кислота 14-18; пластовая вода Остальное до закачивания растворителя, концентрацией, мас.%: сульфаминовая кислота 7-9; пластовая вода Остальное после закачивания растворителя. The problem is solved in that in a method for treating a bottom-hole formation zone, including pumping a solvent into it and keeping it in a zone, a solvent selected from the group of chlorine and / or fluorocarbons of methane, ethane, pentane series is used, and an additional acid treatment is carried out with a solution of sulfamic acid acid in formation water concentration, wt. %: sulfamic acid 14-18; formation water The rest before injection of the solvent, concentration, wt.%: sulfamic acid 7-9; formation water The rest after injection of solvent.

Воздействие используемого растворителя на поверхность пор и каналов призабойной зоны заключается в их лиофобизации, то есть придании водонефтеотталкивающих свойств поверхности за счет взаимодействия с растворителем. В качестве жидких галогенуглеводородов используют, например, трихлорфторметан (CCl₃F), трифтортрихлорэтан (F₂ClC-CCl₂F), фтордихлорэтан (FCl₂C-CН₃), дигидродекафторпентан (С₅Н₂F₁₀). Эффективность растворителей для удаления АСПО в призабойном пласте исследовали на модельных образцах кернов, заблокированных асфальтосмолистыми и парафиновыми веществами. Моделирование пласта и внутрипластовых процессов, протекающих в призабойной зоне при работе и обработке растворителями, проводилось на основе параметров подобия пласта, включающих как геометрические, так и физико-химические и фильтрационно-емкостные критерии.The effect of the solvent used on the surface of the pores and channels of the bottomhole zone consists in their lyophobization, that is, imparting water-oil-repellent surface properties due to interaction with the solvent. As liquid halogenated hydrocarbons, for example, trichlorofluoromethane (CCl ₃ F), trifluorotrichloroethane (F ₂ ClC-CCl ₂ F), fluorodichloroethane (FCl ₂ C-CH ₃ ), dihydrodecafluoropentane (C ₅ H ₂ F ₁₀ ) are used. The effectiveness of solvents for the removal of paraffin deposits in the bottomhole formation was studied on model core samples blocked by asphalt-resinous and paraffin substances. Modeling of the formation and in-situ processes occurring in the bottomhole zone during operation and treatment with solvents was carried out on the basis of the reservoir similarity parameters, including both geometric, physicochemical and filtration-capacitive criteria.

Таким образом, для определения влияния растворителей на устранение блокады из асфальто-смолистых и парафиновых веществ были выбраны следующие модельные условия: пластовая температура, 40,5^oС; длина модели пласта, 1 4,0+5,5 см; пористость породы, m 0,12 + 0,25; проницаемость породы, К 0,015 + 0,25 мкм²; скорость фильтрации воды, нефти на модели пласта, Wм 0,01 + 0,50 см/с; скорость фильтрации растворителя на модели пласта, Wм 0,05 + 0,5 см/с.Thus, to determine the effect of solvents on the elimination of blockade from asphalt-resinous and paraffin substances, the following model conditions were chosen: reservoir temperature, 40.5 ^o C; formation model length, 1 4.0 + 5.5 cm; porosity of the rock, m 0.12 + 0.25; rock permeability, K 0.015 + 0.25 μm ² ; filtration rate of water, oil on the reservoir model, Wm 0.01 + 0.50 cm / s; solvent filtration rate on the reservoir model, Wm 0.05 + 0.5 cm / s.

В лабораторных условиях использовали линейные модели пласта диаметром d = 30,0 мм, площадью поперечного сечения F = 7,065 см² и длиной l_м = 4,0 + 5,0 см, представленные естественными образцами породы - коллектора (керновым материалом). Образец подвергался насыщению пластовой водой и обезвоженной нефтью для определения его водо- и нефтепроницаемости. Исследования проводились на образцах различной водои нефтепроницаемости. Формирование блокады осуществлялось высоковязкой парафинистой нефтью.In the laboratory, linear models of the formation were used with a diameter of d = 30.0 mm, a cross-sectional area of F = 7.065 cm ² and a length of l _m = 4.0 + 5.0 cm, represented by natural rock samples - the reservoir (core material). The sample was saturated with formation water and dehydrated oil to determine its water and oil permeability. Studies were conducted on samples of various water permeability. The blockade was formed by high viscosity paraffin oil.

Результаты исследований сведены в таблицу. The research results are summarized in table.

В промысловых условиях испытывали влияние способа обработки на скважинах глубиной 1200 м и 1700 м на пластах осадочных пород и известняков. Время выдержки растворителя варьировалось в зависимости от видов предыдущих обработок зоны и увеличивалось в случае применения полимерных ПАВ. In field conditions, the influence of the treatment method was tested on wells with a depth of 1200 m and 1700 m on sedimentary rock and limestone formations. The solvent exposure time varied depending on the types of previous treatments of the zone and increased in the case of using polymeric surfactants.

Пример 1. Малодебитная скважина (2 т/сут) в осадочных породах глубиной 1200 м была обработана 0,6 м³ трихлорфторметана в октябре 1993 и выдержана в течение суток. В результате обработки дебит скважины увеличился до 3,5 т/сут. Скважина работает и в настоящее время без снижения дебита.Example 1. A low-yield well (2 t / day) in sedimentary rocks with a depth of 1200 m was treated with 0.6 m ^{3 of} trichlorofluoromethane in October 1993 and kept for a day. As a result of processing, the flow rate of the well increased to 3.5 tons / day. The well is still operating without a decrease in production.

Пример 2. Малодебитная скважина в осадочных породах (4,5 т/сут) глубиной 1200 м в марте 1994 была обработана 14%-ным раствором САК (то есть раствором, содержащим 14% сульфаминовой кислоты и 86% пластовой воды), затем 0,8 м³ трифтортрихлорэтана, вновь 7%-ный раствором САК, то есть раствором, содержащим 7% сульфаминовой кислоты и 93% пластовой воды. После выдержки в течение 1 сут дебит скважины повысился до 12 т/сут. Скважина работает и в настоящее время без снижения дебита.Example 2. A low-yield well in sedimentary rocks (4.5 tons / day) with a depth of 1200 m in March 1994 was treated with a 14% solution of NAO (that is, a solution containing 14% sulfamic acid and 86% formation water), then 0, 8 m ^{3 of} trifluorotrichloroethane, again a 7% solution of NAO, that is, a solution containing 7% sulfamic acid and 93% formation water. After holding for 1 day, the flow rate of the well increased to 12 t / day. The well is still operating without a decrease in production.

Пример 3. Скважина глубиной 1700 м в известковой породе с дебитом 4,0 т/сут в июле 1994 была обработана 18%-ным раствором САК, то есть раствором, содержащим 18% сульфаминовой кислоты и 82%-ным пластовой воды, затем 0,4 м³ трифтордихлорэтана, затем снова 9%-ным раствором САК, то есть раствором, содержащим 9% сульфаминовой кислоты и 91% пластовой воды, в пластовой воде и выдержана в течение 2 сут. Дебит скважины увеличился до 8,3 т/сут и остается таким в настоящее время.Example 3. A well with a depth of 1700 m in limestone rock with a flow rate of 4.0 tons / day in July 1994 was treated with an 18% solution of NAO, that is, a solution containing 18% sulfamic acid and 82% formation water, then 0, 4 m ^{3 of} trifluorodichloroethane, then again with a 9% solution of NAO, that is, a solution containing 9% sulfamic acid and 91% formation water, in formation water and aged for 2 days. The flow rate of the well has increased to 8.3 t / day and remains so at present.

Кроме описанных предлагаемым способом в период 1993-1994 было обработано еще 11 скважин, дебит которых увеличился и стабильно сохраняется в настоящее время. Обработка призабойных зон только растворителем позволяет повысить дебит малодебитной скважины в 2-5 раз и стабилизировать его во времени, в то время как комбинирование такое обработки с обработкой растворами САК позволяет повысить продуктивность малодебитной скважины в 12 раз. In addition to those described by the proposed method, in the period 1993-1994 another 11 wells were processed, the flow rate of which has increased and is currently being stably maintained. The treatment of bottom-hole zones only with a solvent allows to increase the flow rate of a low-production well by 2-5 times and stabilize it in time, while combining this treatment with treatment with NAO solutions allows to increase the productivity of a low-flow-rate well by 12 times.

Claims

A method of treating the bottom-hole zone of the formation, including pumping solvent into it and keeping it in the zone, characterized in that a solvent selected from the group of chlorine and / or fluorocarbons of methane, ethane, pentane series is used, and an acid treatment with a solution of sulfamic acid in formation water concentration, wt.

Sulfamic acid 14 18
Formation water
to the injection of the solvent and concentration, wt.

Sulfamic acid 7 9
Formation water
after injecting the solvent.