RU2652236C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652236C1 RU2652236C1 RU2017106528A RU2017106528A RU2652236C1 RU 2652236 C1 RU2652236 C1 RU 2652236C1 RU 2017106528 A RU2017106528 A RU 2017106528A RU 2017106528 A RU2017106528 A RU 2017106528A RU 2652236 C1 RU2652236 C1 RU 2652236C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- composition
- well
- paraffin
- surfactant
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title abstract 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 claims description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- -1 butyl alcohols Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 abstract description 3
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 abstract description 3
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract 1
- 238000003968 anodic stripping voltammetry Methods 0.000 description 27
- 235000019809 paraffin wax Nutrition 0.000 description 16
- 235000019271 petrolatum Nutrition 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 5
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 1755-01-7 Chemical compound C1[C@H]2[C@@H]3CC=C[C@@H]3[C@@H]1C=C2 HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 0.000 description 2
- OCKPCBLVNKHBMX-UHFFFAOYSA-N butylbenzene Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1 OCKPCBLVNKHBMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- ZSWFCLXCOIISFI-UHFFFAOYSA-N cyclopentadiene Chemical compound C1C=CC=C1 ZSWFCLXCOIISFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005899 aromatization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000004442 gravimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 102200110702 rs60261494 Human genes 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне. Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ включает закачку в призабойную зону композиционного состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора. Техническим результатом является увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способностей композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.
Известен способ для удаления парафиновых АСВ (патент RU № 2157426, МПК C23G 5/032, Е21В 37/06, C09K 3/00, опубл. 10.10.2000 г., бюл. № 8), в котором для удаления парафиновых АСВ применяют состав из углеводородного растворителя и добавки. В качестве добавки состав содержит азотсодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена (с молекулярной массой ~5000) - Дипроксамин - 157 или попутный продукт пиролиза бензинового или смеси бензинового и газового сырья - смолу пиролизную тяжелую, или смесь Дипроксамин - 157 и смолы пиролизной тяжелой, взятых в массовом соотношении 1:0,1-5,0.
Недостаток данного способа заключается в том, что в способе в качестве углеводородных растворителей используются индивидуальные растворители, например, гексан, что увеличивает затраты на проведение обработки. Также недостатком данного состава является использование высоких концентраций Дипроксамин - 157 (от 0,5 до 5,5 %), что соответственно увеличивает затраты на обработку призабойной зоны пласта.
Известен способ для растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий (патент RU № 2323954, МПК C09K 8/524, опубл. 10.05.2008 г., бюл. № 13), включающий закачку композиции из смеси ароматического углеводорода, алифатического углеводорода и по крайней мере одного блок-сополимера окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина.
Недостаток данного способа заключается в том, что в качестве углеводородных растворителей используют индивидуальные растворители, что увеличивает коррозионную активность композиционного состава по отношению к насосно-компрессорным трубам, выкидным линиям, трубопроводам и оборудованию нефтеперерабатывающих предприятий. Для проведения обработки используются высокие концентрации блок-сополимера окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина (от 0,5 до 5,0%), что влияет на увеличение затрат на обработку скважины.
Известен способ растворения парафиновых АСВ (патент RU № 2098443, МПК C09K 3/00, Е21В 37/06, опубл. 10.12.1997 г.), содержащий закачку этилбензольной и бутилбензольной фракции, легкой пиролизной смолы.
Недостатком указанного способа является низкая эффективность удаления парафиновых АСВ из добывающих скважин нефтяных месторождений, характеризующихся высоким содержанием смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов вследствие низкого содержания углеводородной фракции. Кроме того, компоненты данного состава являются ценным дефицитным нефтехимическим сырьем.
Известен способ растворения и удаления парафиновых АСВ (патент RU № 2228432 МПК Е21В 37/06, опубл. 10.05.2004 г., бюл. № 13), включающий закачку композиции, содержащей углеводородную фракцию 70-165°С - растворитель, полученную из бензиновой фракции процесса риформинга с добавлением в нее 15,9-17,3 % дициклопентадиена или указанную фракцию, полученную ректификацией жидких продуктов пиролиза, в состав которой входит 15,9-17,3 % смеси циклопентадиена и дициклопентадиена, а также неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) ОП-7 и ОП-10 и ПАВ-неонолы и полярный неэлектролит, представленный алифатическими спиртами: метиловым, изопропиловым, изобутиловым.
Указанный состав характеризуется низким содержанием углеводородной фракции, что приводит к ухудшению эффективности растворяющей способности парафиновых АСВ. Недостаток заключается в том, что ПАВ, содержащиеся в данном составе, можно использовать только при положительных температурах, что ведет к ограничению по сезонному применению состава.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону композиции из смеси сорастворителя с ПАВ и растворителя, технологическую выдержку (патент RU № 2235862 МПК Е21В 37/06, Е21В 43/22, опубл. 10.09.2004 г., бюл. № 25).
В качестве композиции используют раствор ПАВ - Рекод-758 в углеводородном растворителе (сорастворителе) - кубовых остатках ректификации этилбензола или раствор ПАВ-неонола АФ9-12 в углеводородном растворителе - смеси побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука. Дополнительно перед закачкой в указанную композицию вводят дистиллят (растворитель), обработку проводят в два этапа, сначала закачивают первую композицию при следующем соотношении компонентов, вес. %:
| указанный растворитель | 4,0-8,0 |
| указанное ПАВ | 0,25-0,6 |
| дистиллят | остальное, |
осуществляют технологическую выдержку 1-3 часа, затем закачивают вторую композицию при следующем соотношении компонентов, вес. %:
| указанный растворитель | 40,0-60,0 |
| указанное ПАВ | 0,25-0,6 |
| дистиллят | остальное, |
осуществляют технологическую выдержку 20-24 часа.
Недостатки:
- способ позволяет очистить от парафиновых АСВ только часть порового объема пласта призабойной зоны скважины. Как показали лабораторные исследования, растворяющая способность данной композиции составляет 57 %, диспергирующая способность - 24 %;
- один из компонентов композиции (дистиллят) является дорогостоящим нефтехимическим сырьем;
- ПАВ, используемые в данной композиции, имеют высокую температуру застывания, что ограничивает применение технологии в зимнее время.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способности композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства.
Технические задачи достигаются способом обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ, включающим закачку в призабойную зону композиционного состава из смеси сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и растворителя, технологическую выдержку.
Новым является то, что в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| смесь сорастворителя с ПАВ | 5,0-30,0 |
| ПАВ в сорастворителе | 0,05-0,2 |
| растворитель промышленный | 70,0-95,0, |
причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора.
Повышение эффективности растворения и удаления парафиновых АСВ предлагаемым способом обеспечивается следующим механизмом его воздействия на отложения парафиновых АСВ. При контактировании парафиновых АСВ с композиционным составом процесс взаимодействия начинается на границе раздела «композиционный состав - парафиновые АСВ». В первую очередь химическому воздействию подвергаются смолы и асфальтены, расположенные на поверхности отложений парафиновых АСВ, образующие каркас отложений. Разрушение каркасообразующих элементов парафиновых АСВ происходит за счет действия ароматических углеводородов, входящих в состав углеводородной части растворителя промышленного (РП). РП обладает хорошей растворимостью. Введение в композиционный состав смеси сорастворителя с ПАВ способствует разрушению конгломератов парафиновых АСВ на более мелкие фрагменты, препятствует их повторному агрегатированию, повышает растворяющую способность за счет роста поверхностной активности композиционного состава и эффекта диспергирования парафиновых АСВ.
При контакте парафиновых АСВ с композиционным составом происходит адсорбция ПАВ на поверхности отложений парафиновых АСВ. При концентрации молекул ПАВ на границе контакта «композиционный состав - парафиновые АСВ» образуется сплошной адсорбционный слой. Свойства тел, покрытых адсорбционными слоями ПАВ, резко изменяются: улучшается смачивание парафиновых АСВ растворителем и снижается межфазное натяжение на границе «композиционный состав - парафиновые АСВ», что создает предпосылки для увеличения поверхности их контакта. Образующиеся в результате этого мелкие частицы растворяются и диспергируются в объеме композиционного состава.
Компоненты, применяемые в способе:
- РП - смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, получаемых в процессе каталитического риформинга (платформинга). РП представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с объемной долей бензола не менее 10 %;
- сорастворитель - кубовые остатки бутиловых спиртов, получаемые при производстве бутиловых спиртов методом оксосинтеза, представляют собой прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с плотностью при 20°С 840-880 кг/м3 или растворитель парафиновый нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию от желтого до черного цвета, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти, вырабатывается в процессе подготовки нефти, или сольвент нефтяной, представляющий собой смесь ароматических углеводородов бензольного ряда, получаемых в процессе каталитической ароматизации нефтяных фракций (ГОСТ 10214-78). В композиционном составе может применяться любой из указанных сорастворителей, которые являются взаимозаменяемым продуктом;
- ПАВ - водорастворимый комплексный ПАВ с преобладающей долей неионных веществ и стабилизирующих добавок (прозрачная светло-коричневая жидкость с плотностью при 25°С 980 кг/м3) или маслорастворимый простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси этилена и окиси пропилена с глицерином, или оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена (прозрачная вязкая жидкость с плотностью при 25°С 1020 кг/м3) с температурой застывания от минус 7 до минус 30°С. В композиционном составе может применяться любой из указанных ПАВ, которые являются взаимозаменяемыми продуктами.
Добавление смеси сорастворителя с ПАВ в РП облегчает проникновение в поры пласта призабойной зоны скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз и улучшения смачиваемости породы композиционным составом.
Для испытания композиционного состава были использованы три вида образцов парафиновых АСВ со скважин ЦДНГ-7 и ЦДНГ-6 НГДУ «Лениногорск-нефть». Компонентный состав образцов парафиновых АСВ определялся по «Методике выполнения измерений массовых концентраций асфальтенов, смол и парафина в нефти» (ОАО «ПермНИПИнефть», 1985 г.). Компонентный состав данных образцов указан в табл. 1.
Для исследования растворяющей и диспергирующей способностей ПАВ в сорастворителе были приготовлены составы с различным соотношением компонентов. Данные сведены в табл. 2.
Исследования проводились по методике «Оценка эффективности составов для удаления АСПО» (НПО «Союзнефтепромхим», 1984 г.) на образцах парафиновых АСВ (НГДУ «Лениногорскнефть»), компонентный состав которых указан в табл. 1.
Как видно из представленной табл. 2, наиболее эффективное увеличение растворяющей и диспергирующей способностей обеспечивает раствор простого полиэфира и комплексного ПАВ в области концентраций 0,05-0,2 % в сорастворителе. При использовании сорастворителя с содержанием в нем ПАВ ниже 0,05 % увеличение растворяющей и диспергирующей способностей не наблюдается, а при использовании сорастворителя с содержанием ПАВ выше 0,2 % нецелесообразно, так как не наблюдается увеличение растворяющей и диспергирующей способностей при росте массовой доли ПАВ.
Исследования эффективности способа проводили на композиционных составах с различным соотношением компонентов по методике «Оценка эффективности составов для удаления АСПО» (НПО «Союзнефтепромхим», 1984 г.) на образцах парафиновых АСВ (НГДУ «Лениногорскнефть»), компонентный состав которых указан в табл. 1. Данная методика позволяет определить растворяющую и диспергирующую эффективности композиционных составов для удаления парафиновых АСВ и основана на гравиметрическом способе анализа.
Образцы парафиновых АСВ загружаются в ячейки пресс-формы, уплотняются с помощью винта и выдавливают в виде цилиндрических образцов парафиновых АСВ массой 1-2 г.
Полученные образцы парафиновых АСВ помещают в корзинки из стальной сетки с размером ячейки 1,5×1,5 мм и взвешивают их на весах с точностью ± 0,01 г.
Корзинки с образцами парафиновых АСВ помещают в композиционный состав герметичного сосуда. Объем растворителя в сосуде составляет 100 см3, чтобы композиционный состав полностью покрывал образец парафинового АСВ. Момент погружения образцов в композиционный состав считается началом эксперимента.
Время выдерживания составляет 3 ч при комнатной температуре. Проводится два параллельных опыта. По истечении 3-х часов корзинки с остатками парафиновых АСВ вынимают и сушат при комнатной температуре в подвешенном состоянии до установления постоянной массы образцов парафиновых АСВ с корзинками в течение 24 ч. Массу остатка парафинового АСВ на корзинке определяют по разности массы корзинки и корзинки с остатком парафинового АСВ с точностью ±0,01 г. Композиционный состав с взвешенным остатком парафиновых АСВ отфильтровывают на бумажном фильтре. После сушки фильтра и доведения его до постоянной массы определяют массу остатка парафинового АСВ на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком парафинового АСВ с точностью ±0,01 г.
Растворяющая способность композиционного состава определяется, как отношение разности между исходной и конечной массой парафинового АСВ к исходной массе образца парафинового АСВ по формуле (1):
где Эр - растворяющая способность композиционного состава, %;
mACB - масса навески парафинового АСВ, г;
mкор - масса остатка парафинового АСВ на корзинке, г.
Диспергирующая способность композиционного состава определяется как отношение массы остатка парафинового АСВ на фильтре к исходной массе образца парафинового АСВ, по формуле (2):
где ЭД - диспергирующая способность композиционного состава, %;
mACB - масса навески парафинового АСВ, г;
mФ - масса остатка парафинового АСВ на фильтре, г.
Результаты измерений растворяющей и диспергирующей способностей по прототипу и исследуемых композиционных составов приведены в табл. 3.
Из табл. 2 и 3 следует, что максимальная эффективность композиционного состава достигается при содержании РП в количестве 70-95 %, сорастворителя - 5-30 % и ПАВ - 0,05-0,2 %. Применение сорастворителя в количестве более 30 % снижает растворяющую и диспергирующую способности композиционного состава, а применение сорастворителя в количестве менее 5 % удорожает стоимость композиционного состава.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых АСВ осуществляется следующим образом.
Выбирают скважину под закачку композиционного состава, исходя из геолого-промысловых данных и критериев применимости технологии. Определяют приемистость скважины. Для этого закачивают технологическую жидкость в скважину в объеме 3-4 м3.
Если приемистость скважины при допустимом давлении на обсадную колонну составляет от 1 до 50 м3/ч, то способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых АСВ проводят следующим образом.
Композиционный состав готовят следующим образом.
В первую автоцистерну, например, типа АЦ-500, с 5,0-30,0 мас. % сорастворителем подают ПАВ. Объем ПАВ составляет 0,05-0,2 мас. % от объема сорастворителя. Смесь сорастворителя с ПАВ с помощью насосного агрегата, например, типа ЦА-320, перемешивают в ней до полного растворения ПАВ в течение 10-15 минут. Затем во вторую автоцистерну (или закрытую емкость с перемешивающим устройством объемом 20 м3), в которой находится РП из расчета его массовой доли в композиции 70-95 %, с помощью насосного агрегата подают смесь сорастворителя с ПАВ. Композиционный состав перемешивают в течение 10-15 мин.
В скважину закачивают композиционный состав и продавливают технологической жидкостью, например, безводной нефтью.
Объем закачиваемого композиционного состава и технологической жидкости рассчитывают суммированием объемов колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта.
Объем композиционного состава определяют по формуле (3):
где m - пористость, доли ед.;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, м;
R пзп - радиальный размер призабойной зоны пласта, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, м.
Радиальный размер призабойной зоны пласта, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения (Pнас), определяют по формуле (4):
где 
;
Rк - условный радиус контура питания (для практических расчетов -половина расстояния между скважинами), м;
rс - радиус скважины по долоту, м;
Р пл - пластовое давление, МПа;
Р заб - забойное давление, МПа.
Далее через колонну НКТ при открытой затрубной задвижке производят закачку композиционного состава до верхнего интервала перфорации. Закрывают затрубную задвижку. Объем закачиваемого композиционного состава продавливают в пласт. Продавку композиционного состава производят технологической жидкостью под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Скважину закрывают и оставляют на реагирование на 24 ч. После производят освоение скважины и запускают скважину в работу.
Пример проведения технологического процесса.
Приемистость скважины составляет 3 м3/ч. Объем НКТ и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта равен 5,8 м3. Готовят композиционный состав в объеме 5 м3. Соотношение компонентов, мас. %:
| смесь сорастворителя с ПАВ | 10 (объем 0,5 м3) |
| ПАВ в сорастворителе | 0,2 (объем 0,001 м3) |
| РП | 90 (объем 4,5 м3) |
В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают композиционный состав в объеме 5 м3 и доводят до верхнего интервала перфорации технологической жидкостью в объеме 0,8 м3. Закрывают затрубную задвижку. Продавку производят технологической жидкостью в объеме 5 м3 под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Скважину закрывают и оставляют на реагирование на 24 часа. Затем производят освоение скважины и запускают скважину в работу.
При низкой приемистости скважины (приемистость от 0 до 1 м3/ч) проводят закачку композиционного состава с применением забойного гидравлического генератора для создания виброволнового воздействия на пласт.
Спускают гидравлический генератор в скважину и устанавливают его в интервале перфорации в зоне пропластка с минимальной проницаемостью для данной скважины.
При открытой затрубной задвижке с помощью насосного агрегата создают циркуляцию технологической жидкости по схеме: колонна НКТ - гидравлический генератор - затрубное пространство - автоцистерна. Обрабатывают скважину в режиме циркуляции технологической жидкостью до достижения приемистости скважины от 1 до 50 м3/ч. Затем при работающем гидравлическом генераторе проводят закачку композиционного состава способом, указанным для обработки скважины с приемистостью более 1 м3/ч. Вследствие чего восстанавливается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается приток нефти к ее забою, в результате этого повышается забойное давление и динамический уровень, что в конечном итоге приводит к увеличению производительности скважины и, соответственно, к увеличению нефтеотдачи.
Кроме того, способ закачки позволяет повысить свои функциональные возможности за счет постоянной работы гидравлического генератора при закачке композиционного состава для скважин с низкой приемистостью в целях восстановления приемистости данного объекта.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины складывается за счет повышения добычи нефти и снижения затрат на обработку (за счет недорогих углеводородных растворителей и низкой концентрации ПАВ в композиционном составе).
Claims (3)
- Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ, включающий закачку в призабойную зону композиционного состава из смеси сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и растворителя, технологическую выдержку, отличающийся тем, что в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
смесь сорастворителя с ПАВ 5,0-30,0 ПАВ в сорастворителе 0,05-0,2 растворитель промышленный 70,0-95,0, - причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017106528A RU2652236C1 (ru) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017106528A RU2652236C1 (ru) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2652236C1 true RU2652236C1 (ru) | 2018-04-25 |
Family
ID=62045442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017106528A RU2652236C1 (ru) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2652236C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2756216C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Способ тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2023143C1 (ru) * | 1992-03-25 | 1994-11-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2203409C1 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2235862C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
-
2017
- 2017-02-27 RU RU2017106528A patent/RU2652236C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4668408A (en) * | 1984-06-04 | 1987-05-26 | Conoco Inc. | Composition and method for treatment of wellbores and well formations containing paraffin |
| RU2023143C1 (ru) * | 1992-03-25 | 1994-11-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2203409C1 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2235862C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2756216C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-09-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Способ тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Salam et al. | Improving the demulsification process of heavy crude oil emulsion through blending with diluent | |
| Santos et al. | Factors that affect crude oil viscosity and techniques to reduce it: A review | |
| RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| Khormali et al. | Development of a new chemical solvent package for increasing the asphaltene removal performance under static and dynamic conditions | |
| WO2011097373A1 (en) | Oil in water analyzer | |
| WO2009130483A1 (en) | Forecasting asphaltic precipitation | |
| CA3005062C (en) | Base oil composition for use in oil-base drilling mud compositions, and methods of producing same | |
| US4444260A (en) | Oil solvation process for the treatment of oil contaminated sand | |
| CA3103657A1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
| RU2652236C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ | |
| CN108273843B (zh) | 用于含油钻屑及含油钻井废弃物的浸取剂及其使用方法 | |
| Kailey et al. | Effects of crosslinking in demulsifiers on their performance | |
| RU2676088C1 (ru) | Состав для разрушения промежуточных слоев в аппаратах подготовки нефти | |
| Tertyshna et al. | Kinetics of dissolution of asphalt-resin-paraffin deposits when adding dispersing agents | |
| Al-Murayri et al. | Impact of Produced EOR Polymer on Production Facilities | |
| RU2755835C1 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
| SU1495354A1 (ru) | Состав дл борьбы со смолопарафиновыми отложени ми в нефтепромысловом оборудовании | |
| RU2166563C1 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
| RU2235862C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| MX2013001185A (es) | Desemulsificante para petroleo crudo. | |
| US11034892B2 (en) | Composition and method for extracting, recovering, or removing hydrocarbon materials | |
| RU2719576C1 (ru) | Способ разрушения устойчивой обратной водонефтяной эмульсии, образующейся после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2046932C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
| EA009018B1 (ru) | Составы для повышения добычи нефти и способы ее обработки | |
| Safronov et al. | EXPERIMENTAL RESEARCH ON FORMULATION SOLVENT FOR HEAVY OIL AND NATURAL BITUMEN EXTRACTION IN CRYOLITHOZONE |