RU2166624C2

RU2166624C2 - Method of treatment of bottom-holes of wells producing heavy oils and native bitumens

Info

Publication number: RU2166624C2
Application number: RU99106573A
Authority: RU
Inventors: М.И. Старшов; Н.Н. Ситников; С.В. Крупин
Original assignee: ООО "Мембрана"
Priority date: 1999-03-30
Filing date: 1999-03-30
Publication date: 2001-05-10

Abstract

FIELD: oil producing industry industry, particularly, methods of treatment of bottom-hole zones of producing wells whose production rate drops due to colmatage with clay particles and accumulations of asphaltene-resin-paraffin components. SUBSTANCE: method includes injection of hydrocarbon fluid, forcing of this fluid into formation, leaving it in bottom-hole zone to stand for some time, and withdrawal of dissolved products. Hydrocarbon fluid is used in the form of fraction of alpha olefins treated with hydrogen peroxide in mole ratio of 0.1-0.5:1.0. Fraction of alpha-olefins has carbon molecular formula C₆-C₂₀ and with distillation temperature of 70-300 C. EFFECT: increased permeability of treated interval of formation complicated with asphaltene-resin-paraffin accumulations. 1 tbl, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит за счет кольматации глинистыми частицами и отложениями асфальтеносмолопарафиновых компонентов. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for treating bottom-hole zones of production wells, in which the flow rate is reduced due to mudding by clay particles and deposits of asphaltene-tar-paraffin components.

Известно, что снижение проницаемости призабойных зон скважин происходит уже в процессе бурения. При бурении скважин происходит поглощение пластом промывочных жидкостей, что является причиной кольматации порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами и приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. В процессе эксплуатации скважин проницаемость также понижается в связи с набуханием глин. Методы устранения этого негативного явления разнообразны. Одним из них является способ применения водоотнимающих химических реагентов. К этому виду химических реагентов относятся спирты и гликоли. Обработка α -олефинов перекисью водорода приводит к образованию двухатомных спиртов, таким образом, α -олефины, обработанные перекисью водорода, выполняют две функции: снижают набухание глин и являются растворителем асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). It is known that a decrease in the permeability of bottom-hole zones of wells occurs already during drilling. When drilling wells, the formation absorbs washing fluids, which causes the pore space of the filter zone to become clogged with clay colloid-dispersed particles and reduces the productivity of the wells. The composition of clogging clay formations is determined both by the composition of the washing fluids and the natural clay solution resulting from drilling of clay rocks. During well operation, permeability also decreases due to clay swelling. The methods for eliminating this negative phenomenon are diverse. One of them is a method of using water-borne chemicals. This type of chemical reagent includes alcohols and glycols. The treatment of α-olefins with hydrogen peroxide leads to the formation of diatomic alcohols, thus, α-olefins treated with hydrogen peroxide have two functions: reduce clay swelling and are a solvent for asphaltene-tar-paraffin deposits (ASPO).

Снижение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства АСПО. Для борьбы с СПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. Механизм действия химических реагентов заключается, в основном, в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве. При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважины образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО. Поэтому эффективными будут химические реагенты, одновременно действующие на глинистые компоненты и АСПО. A decrease in the permeability of the bottom-hole zone also occurs during the operation of the well and is associated with the mudding of the pore space of the paraffin deposits. To combat the STR use mechanical, thermal, physical and chemical methods. The mechanism of action of chemical reagents consists mainly in the dissolution or dispersion of paraffin deposits and their washing. During long-term operation in the near-well zone of the well, a very complex mixture of solid deposits is formed, which is usually represented by clay components and paraffin deposits. Therefore, chemicals that act simultaneously on clay components and paraffin deposits will be effective.

Известны способы обработки призабойных зон добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое тело - 1979, N 9., с.8-9; Мустафин Г.Г., Зарипов И.З., Юсупов И.Г., Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИ -нефть, - 1980, -Вып.43, - С.48-51.). Known methods of processing bottom-hole zones of production wells with oil solvents (Zaripov I.Z., Mustafin G.G., Yusupov I.G., Goryunov V.A. Treatment of bottom-hole zone of a formation with a heated solvent // Oilfield - 1979, N 9., p. 8-9; Mustafin G.G., Zaripov I.Z., Yusupov I.G., Fedin V.F. Borehole treatment of wells with a hot solvent // Tr. / TatNIPI-oil, - 1980, -Vyp. 43, - S. 48-51.).

Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель (плотность - 0,69 г/см³) с низким содержанием ароматических углеводородов, а это приводит к внутрипластовой деасфальтизации тяжелых нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Дополнительное отложение асфальтенов в призабойной зоне скважины приводит к снижению дебита нефти. Применение легких растворителей увеличивает пожаровзрывоопасность, особенно в летнее время. Кроме того, нефтяные растворители практически не оказывают никакого действия на глинистые компоненты.The disadvantages of these methods are that they use a light solvent (density - 0.69 g / cm ³ ) with a low content of aromatic hydrocarbons, and this leads to in-situ deasphalting of heavy oils containing a large amount of asphaltenes. Additional deposition of asphaltenes in the bottomhole zone of the well leads to a decrease in oil production. The use of light solvents increases the fire and explosion hazard, especially in the summer. In addition, petroleum solvents have virtually no effect on clay components.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойных зон скважин, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт, выдерживание ее в призабойной зоне и удаление продуктов растворения (см. Комисаров А.И., и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями, М.: Нефтяное хозяйство, 1988, N 10, 41-43). The closest analogue to the proposed invention is a method for processing bottom-hole zones of wells, including pumping hydrocarbon fluid, forcing it into the formation, keeping it in the bottom-hole zone and removing dissolution products (see Komisarov A.I., et al. Processing of deep wells with organic solvents, M.: Oil industry, 1988, N 10, 41-43).

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, осложненными глинистыми частицами и АСПО, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, и увеличение их дебита. The objective of the invention is to increase the efficiency of processing bottom-hole zones of wells, complicated by clay particles and paraffin deposits, producing heavy oils and natural bitumen, and increase their flow rate.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающем закачку углеводородной жидкости, продавливание в пласт, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов реакции, в качестве углеводородной жидкости используют обработанную перекисью водорода при мольном соотношении 0,1-0,5:1,0 фракцию α -олефинов с молекулярной формулой по углероду C₆-C₂₀ и температурой разгонки 70-300^oC.The problem is solved in that in the method for processing bottom-hole zones of wells that produce heavy oils and natural bitumen, including pumping hydrocarbon fluid, forcing into the reservoir, maintaining in the bottom-hole zone and the removal of reaction products, hydrogen peroxide treated with a molar ratio of 0 is used as the hydrocarbon fluid , 1-0.5: 1.0 fraction of α-olefins with a molecular formula for carbon C ₆ -C ₂₀ and a distillation temperature of 70-300 ^o C.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе, т.е. соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия". Analysis of the known similar solutions allows us to conclude that they lack features similar to the differing features in the claimed method, i.e. compliance of the proposed solutions to the criterion of "significant differences".

В лабораторных условиях на линейных моделях исследовалась эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Модель пласта готовили следующим образом. В металлическую трубу длиной 50 см и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок с массовой долей мелкодисперсной глины 2% (10% длины модели). Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка легкой нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с повышенным содержанием АСПО проводили на 10% длины модели пласта (имитация кольматации призабойной зоны скважины АСПО). Далее осуществляли закачку углеводородной жидкости в зону с повышенным содержанием АСПО, давали выдержку в течение 24 ч и проводили вытеснение продуктов растворения. Вытеснение продуктов растворения проводили закачкой пластовой воды в другой конец модели и по фильтрационным характеристикам определяли изменение проницаемости. Результаты экспериментов представлены в таблице. In laboratory conditions, linear models were used to study the effectiveness of increasing the permeability of a formation complicated by clay deposits and paraffin deposits. The reservoir model was prepared as follows. Quartz sand with a mass fraction of finely dispersed clay of 2% (10% of the length of the model) was filled into a metal pipe 50 cm long and 5 cm in inner diameter. Further model preparation was carried out in the following sequence: evacuation, formation water saturation, light oil injection, oil injection with a high content of paraffin deposits. Oil with an increased paraffin content was injected at 10% of the reservoir model length (simulated mudding of the bottomhole zone of an paraffin deposit). Next, hydrocarbon liquid was injected into the zone with a high content of paraffin, an exposure was given for 24 hours, and the products of dissolution were displaced. The displacement of the dissolution products was carried out by injection of produced water to the other end of the model and the permeability change was determined by filtration characteristics. The experimental results are presented in the table.

Из таблицы видно, что предлагаемый растворитель для обработки призабойных зон скважин по сравнению с прототипом на 42,6-110,7% эффективнее. The table shows that the proposed solvent for processing bottom-hole zones of wells compared with the prototype is 42.6-110.7% more efficient.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с прототипом более высокую эффективность обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала пласта, осложненного АСПО и глинистыми отложениями. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородной жидкости, а обработка перекисью водорода не требует больших материально-финансовых затрат. Using the proposed method provides, compared with the prototype, a higher efficiency of processing bottom-hole zones of wells that produce heavy oils and natural bitumen by increasing the permeability of the treated interval of the formation, complicated by paraffin deposits and clay deposits. The proposed method eliminates the cost of using special equipment for pumping hydrocarbon fluid, and the treatment with hydrogen peroxide does not require large material and financial costs.

Claims

A method of processing bottom-hole zones of wells that produce heavy oils and natural bitumen, including pumping hydrocarbon fluid, pushing into the reservoir, maintaining in the bottom-hole zone and the removal of dissolution products, characterized in that as the hydrocarbon fluid is used treated with hydrogen peroxide in a molar ratio of 0.1 - 0.5: 1.0 fraction of α-olefins with a molecular formula for carbon C ₆ -C ₂₀ and a distillation temperature of 70 - 300 ^o C.