RU2182655C1

RU2182655C1 - Process of treatment of face zone of pool

Info

Publication number: RU2182655C1
Application number: RU2001123451/03A
Authority: RU
Inventors: В чеслав Александрович Богуслаев (UA); Вячеслав Александрович Богуслаев; П.И. Кононенко (RU); П.И. Кононенко; К.К. Квитчук (RU); К.К. Квитчук; А.А. Скачедуб (RU); А.А. Скачедуб; О.В. Козлов (RU); О.В. Козлов
Original assignee: Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС"
Priority date: 2001-08-23
Filing date: 2001-08-23
Publication date: 2002-05-20

Abstract

FIELD: oil industry. SUBSTANCE: process can be used for increase of filtration properties of face zone of pool and of productivity of oil production wells and for repair of wells. It can also be used in production, transportation and storage of oil. Technical result of process consists in raised efficiency of treatment of face zone, in provision for treatment of face zone of deep wells, in stable productivity of wells for maximum long period without restoration of blockade of face zone of pool. Process of treatment of face zone of well is realized by pumping mixture of dichlormethane and aromatic hydrocarbon in following proportion, mas.%: dichlormethane, 30-70; aromatic hydrocarbon, 30-70. Specified mixture is pumped in portions, first portion is supplemented with demulsifier. Block-copolymers based on ethylene and propylene are utilized in the capacity of demulsifier, toluene, ethyl benzene fraction, concentrates of aromatic hydrocarbons C₉- C₁₀, xylene are used as aromatic hydrocarbon. EFFECT: raised efficiency o treatment of face zone of pool. 2 cl, 3 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационных свойств ПЗП и продуктивности нефтедобывающих скважин, в том числе при их ремонте, возможно также использование при добыче, транспорте и хранении нефти. The invention relates to the oil industry and can be used to improve the filtration properties of the bottomhole formation zone and the productivity of oil producing wells, including during their repair, it is also possible to use it in oil production, transportation and storage.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт смеси керосиновой фракции и четыреххлористого углерода, его продавливание, выдержку в пласте и последующее удаление (авторское свидетельство СССР 530696, Е 21 В 43/00, 1975). A known method of processing the bottom-hole zone of a formation, including injecting into the formation a mixture of a kerosene fraction and carbon tetrachloride, forcing it, holding it in a formation and subsequent removal (USSR copyright certificate 530696, E 21 B 43/00, 1975).

Известен также способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки растворителя, содержащего галогенуглеводород, где в качестве галогена используют фтор или фтор и хлор, например фтордихлорэтан (патент РФ 2103477, 1999). There is also a method of treating the bottom of the formation by injecting a solvent containing halogenated hydrocarbons, where fluorine or fluorine and chlorine, for example fluorodichloroethane, are used as halogen (RF patent 2103477, 1999).

Недостатком известных способов является использование растворителей, разрушающих озоновый слой, в связи с чем их применение запрещено Монреальским протоколом 1987 года и его последующими поправками, начиная с 2001 года. A disadvantage of the known methods is the use of solvents that deplete the ozone layer, and therefore their use is prohibited by the 1987 Montreal Protocol and its subsequent amendments, starting in 2001.

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в пласт растворителей, в том числе дихлорметана, различных ароматических углеводородов или их смеси в сочетании с водой и поверхностно-активным веществом для образования устойчивой эмульсии (патент США 4775489, 1988). The closest analogue to the claimed method is a method of treating the bottom of the formation by injecting into the formation of solvents, including dichloromethane, various aromatic hydrocarbons or mixtures thereof in combination with water and a surfactant to form a stable emulsion (US patent 4775489, 1988).

Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке глубоких скважин, а также быстрая возобновляемость повторной блокировки пласта. The disadvantage of this method is the low efficiency in the processing of deep wells, as well as the rapid renewability of the repeated blocking of the formation.

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны, обеспечение возможности обработки призабойной зоны глубоких скважин, а также стабильной продуктивности скважин на максимально длительный период без возобновления блокады ПЗП. The objective of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone, providing the possibility of processing the bottom-hole zone of deep wells, as well as stable productivity of the wells for the longest possible period without renewing the blockade of the bottomhole formation zone.

Указанная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта путем закачки смеси дихлорметана и ароматического углеводорода, используют смесь состава, мас.%: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70, указанную смесь закачивают оторочками, причем в первую оторочку вводят дополнительно деэмульгатор. Предпочтительно в качестве деэмульгатора используют реопон, дисолван, а в качестве ароматического углеводорода - толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.This problem is solved by the fact that in the method for treating the bottom-hole zone of the formation by injecting a mixture of dichloromethane and an aromatic hydrocarbon, a mixture of the composition is used, wt.%: Dichloromethane 30-70, aromatic hydrocarbon 30-70, this mixture is pumped with rims, moreover, they are added to the first rim demulsifier. Preferably, reopon, disolvane are used as a demulsifier, and toluene, ethylbenzene fraction, C ₉ -C ₁₀ aromatic hydrocarbon concentrate, xylene are used as an aromatic hydrocarbon.

Именно сочетание указанного соотношения в смеси растворителей и использование в первой оторочке их смеси добавки деэмульгатора обеспечивает достижение указанного результата, что отражено в таблицах 1 и 3. It is the combination of the indicated ratio in the solvent mixture and the use of the demulsifier additive in the first rim of their mixture that ensures the achievement of the specified result, which is shown in Tables 1 and 3.

Указанные деэмульгаторы растворены в смеси растворителей, а не находятся в ней в виде эмульсии, поэтому при контакте с водонефтяными эмульсиями наблюдается синергический эффект воздействия, при этом многократно увеличивается скорость разрушения высоковязких нефтяных эмульсий. Использование деэмульгатора в сочетании с указанной смесью обеспечивает деблокирование призабойной зоны за счет разрушения эмульсии, а также растворение как парафиновых, так и асфальтосмолистых веществ, при этом одновременно изменяются свойства поверхности пор пласта путем переосаждения активных веществ из нефти на их поверхности. Достигаемая при этом лиофобизация поверхности длительное время препятствует повторному возобновлению блокады пласта и обеспечивает максимально стабильную продуктивность скважины на длительный период. Дихлорметан (метиленхлорид) кроме того, что он обеспечивает растворение смол и асфальтенов, является эффективным флегматором - повышает температуру вспышки для ароматических углеводородов, снижая пожароопасность проведения работ на промыслах. Кроме того, он имеет нулевой коэффициент разрушения озонового слоя. These demulsifiers are dissolved in a mixture of solvents, but are not in the form of an emulsion, therefore, upon contact with water-oil emulsions, a synergistic effect is observed, while the rate of destruction of high-viscosity oil emulsions is significantly increased. The use of a demulsifier in combination with this mixture ensures the release of the bottomhole zone due to the destruction of the emulsion, as well as the dissolution of both paraffin and asphalt-resinous substances, while simultaneously changing the properties of the pore surface of the formation by reprecipitation of active substances from oil on their surface. The achieved lyophobization of the surface for a long time prevents the repeated resumption of blockade of the formation and ensures the most stable productivity of the well for a long period. Dichloromethane (methylene chloride), in addition to providing the dissolution of resins and asphaltenes, is an effective phlegmator - it increases the flash point for aromatic hydrocarbons, reducing the fire hazard of work in the fields. In addition, it has a zero ozone depletion coefficient.

При снижении содержания дихлорметана менее 30 мас.% уменьшается его флегмирующая способность, а при содержании более 70 мас.% резко увеличивается скорость испарения смеси растворителей, что затрудняет использование состава. With a decrease in the dichloromethane content of less than 30 wt.%, Its refluxing ability decreases, and with a content of more than 70 wt.%, The evaporation rate of the solvent mixture sharply increases, which complicates the use of the composition.

Эффективность предложенного способа определяют экспериментально в сравнении с известным способом. The effectiveness of the proposed method is determined experimentally in comparison with the known method.

В качестве ароматического растворителя используют, например, толуол, этилбензольную фракцию, по ТУ 6-01-10-37-78, нефрасы А-120/200, А-150/330), концентраты ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол.As an aromatic solvent, for example, toluene, ethylbenzene fraction, according to TU 6-01-10-37-78, nefras A-120/200, A-150/330), concentrates of aromatic hydrocarbons C ₉ -C ₁₀ , xylene are used.

Методика испытаний по растворению АСПО следующая. The test method for dissolving paraffin is the following.

Образец с асфальтосмолистыми отложениями весом 2 грамма помещают на металлическую сетку, которую подвешивают на одно из плеч коромысла лабораторных весов. Затем сетку с образцом погружают в исследуемый состав и весы уравновешивают. Растворяющую способность оценивают по изменению веса образцов, которое фиксируют через определенное время. Температура опытов 25^oС.A sample with asphalt-resinous deposits weighing 2 grams is placed on a metal mesh, which is suspended on one of the arms of the beam of the laboratory balance. Then the grid with the sample is immersed in the test composition and the balance is balanced. The solvent ability is evaluated by the change in weight of the samples, which is fixed after a certain time. The temperature of the experiments 25 ^o C.

В таблице 1 приведены результаты по растворению различных АСПО, выделенных из Саратовской нефти (месторождение Октябрьское). Table 1 shows the results of the dissolution of various paraffin deposits separated from the Saratov oil (Oktyabrskoye field).

Как видно из таблицы, использование предлагаемых составов позволяет практически полностью (за исключением минеральных частиц) растворить АСПО в течение 3 часов, тогда как степень растворения АСПО известными составами за этот же отрезок времени составляет 75-90%. При дополнительном анализе нерастворенной известными ранее составами части АСПО было установлено, что это асфальтены и другие высокомолекулярные вещества, содержащиеся в сырой нефти. As can be seen from the table, the use of the proposed compositions allows you to almost completely (with the exception of mineral particles) dissolve paraffin in 3 hours, while the degree of dissolution of paraffin known compositions for the same period of time is 75-90%. An additional analysis of the part of the paraffin paraffin-insoluble previously insoluble by the known compositions showed that these are asphaltenes and other high-molecular substances contained in crude oil.

Эффективность разрушения высоковязких нефтяных эмульсий, образующихся в обводненных скважинах или при глушении скважин растворами солей кальция, исследовали на модельных образцах кернов по следующей методике. The destruction efficiency of high-viscosity oil emulsions formed in flooded wells or when killing wells with calcium salt solutions was studied on core samples by the following method.

На основе параметров подобия пласта были выбраны модельные условия испытаний, включающие геометрические, физико-химические и фильтрационно-емкостные критерии, показатели которых представлены в таблице 2. Based on the parameters of reservoir similarity, model test conditions were selected, including geometric, physico-chemical and filtration-capacitive criteria, the indicators of which are presented in table 2.

Для экспериментов использовали эмульсию следующего состава: содержание воды ≈60 мас.%, механических примесей 1-3 мас.%, остальное нефть с содержанием асфальтенов ≈2,5 мас.%, смол 12 мас.%, парафинов 3,5 мас.%. For the experiments, we used an emulsion of the following composition: water content ≈60 wt.%, Mechanical impurities 1-3 wt.%, The rest of the oil with a content of asphaltenes ≈2.5 wt.%, Resins 12 wt.%, Paraffins 3.5 wt.% .

Для образов кернового материала определялась исходная проницаемость, после чего он насыщался минерализованной водой (до постоянного коэффициента вытеснения нефти) и только потом в него закачивалась водонефтяная эмульсия в количестве 15% от объема пор. После проверки остаточной проницаемости керна по нефти в него для разрушения эмульсии и восстановления проницаемости закачивали предлагаемые рецептуры составов растворителей без и с добавками деэмульгаторов. Полученные данные экспериментальных исследований сведены в таблицу 3. For core material samples, the initial permeability was determined, after which it was saturated with mineralized water (up to a constant oil displacement coefficient) and only then water-oil emulsion was pumped into it in an amount of 15% of the pore volume. After checking the residual permeability of the core in oil, the proposed formulations of solvent compositions without and with the addition of demulsifiers were pumped into it to break the emulsion and restore permeability. The obtained experimental data are summarized in table 3.

Из представленных в табл. 3 результатов испытаний об оценке разрушения водонефтяных эмульсий в модели пласта (кернового материала) видно, что предлагаемые рецептуры растворителей позволяют восстанавливать проницаемость образцов на 46-76%, в то время как составы с 0,5%-1,0% деэмульгаторов восстанавливают проницаемость на 85-94%, а образцы растворителей по прототипу на 27,4-76%. Деэмульгаторы типа дисолван, реопон представляют собой импортные или отечественные блоксополимеры на основе окисей этилена и пропилена. Особенностью этих деэмульгаторов является то, что они хорошо растворяются как в воде, так и в предлагаемых рецептурах растворителей. Of the presented in table. 3 test results on the assessment of the destruction of oil-water emulsions in the reservoir model (core material) shows that the proposed solvent formulations can restore the permeability of samples by 46-76%, while compositions with 0.5% -1.0% demulsifiers restore permeability to 85-94%, and samples of solvents according to the prototype by 27.4-76%. Demulsifiers such as disolvan, reopon are imported or domestic block copolymers based on ethylene and propylene oxides. A feature of these demulsifiers is that they dissolve well both in water and in the proposed solvent formulations.

Нижний предел использования деэмульгаторов 0,5 мас. % выбран нами с учетом их пролонгированного воздействия в нефтяном пласте, а верхний 1,0 мас.% из-за технической и экономической нецелесообразности использования более высоких концентраций. The lower limit of use of demulsifiers 0.5 wt. % was chosen by us taking into account their prolonged exposure in the oil reservoir, and the upper 1.0 wt.% due to the technical and economic inexpediency of using higher concentrations.

Claims

1. The method of processing the bottom-hole zone of the formation by injecting a mixture of dichloromethane and aromatic hydrocarbon, characterized in that they use a mixture of composition, wt. %: dichloromethane 30-70, aromatic hydrocarbon 30-70, the mixture is pumped with rims, and an additional demulsifier is introduced into the first rim.

2. The method according to p. 1, characterized in that as the demulsifier use block copolymers based on ethylene oxide and propylene.

3. The method according to p. 1 and 2, characterized in that as an aromatic hydrocarbon use toluene, ethylbenzene fraction, concentrates of aromatic hydrocarbons With ₉ -C ₁₀ , xylene.