Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Реферат

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины. Способ обработки призабойной зоны скважины заключается в том, что перед закачкой рабочего раствора проводят промывку скважины промывочным раствором - техническая вода, 3% раствор хлористого калия, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) на 3%-ном растворе хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ, нижний конец - башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают на уровне середины фильтра, затем закачивают раствор 12% технической кислоты с добавкой от 0,8 до 1,2% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачки в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство (динамическая кислотная ванна) в течение до 2 ч, затем после промывки рабочим раствором двеннадцатипроцентной технической соляной кислоты с добавкой от 0,8 до 1,2% ПАВ в объеме 0,5-0,7 м³ на каждый метр вскрытой эффективной толщины пласта проводят солянокислотную обработку с последующей выдержкой до 3 ч, очисткой забоя от продуктов реакции промывкой или продавкой их в пласт большеобъемным, в 2-3 раза превышающим объем рабочего раствора низкоконцентрированным раствором кислоты с добавкой ПАВ, а в качестве добавок служат неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью. Технический результат: повышение эффективности воздействия на пласт и повышение продуктивности пласта при температуре выше 60^oC.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку раствора кислоты (1) с добавками ингибиторов.

Основным недостатком способа является невозможность использования его при температурах пласта свыше 60^oC из-за утраты заводскими добавками ингибиторов защитных свойств и, как следствие, загрязнением пласта продуктами коррозии.

Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) (1) с.427.

Основной недостаток прототипа - его низкая эффективность при пластовых температурах свыше 60^oC и снижение продуктивности пласта из-за быстрой нейтрализации раствора, а также высокого поверхностного натяжения границы "раствор - пластовая среда", ведущего к снижению продуктивности пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности воздействия на пласт, повышение продуктивности при пластовых температурах свыше 60^oC.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты с ПАВ, перед закачкой рабочего раствора проводят промывку скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) на 3% растворе хлористого калия с добавлением 0,1% ПАВ, нижний конец (башмак) насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливается на уровне середины фильтра, затем закачивается раствор 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство (динамическая кислотная ванна) в течение до 2 часов, затем, после промывки, рабочим раствором двенадцатипроцентной технической соляной кислоты с добавкой от 0,8% до 1,25 ПАВ в объеме 0,5 - 0,7 м³ на каждый метр вскрытой эффективной толщины пласта проводят солянокислотную обработку с последующей выдержкой до 3 часов, очисткой забоя от продуктов реакции промывкой или продавкой их в пласт большеобъемным, в 2-3 раза превышающим объем рабочего раствора, низкоконцентрированным до 0,6% раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ, а в качестве добавок служат неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

Существенные признаки: - предварительная промывка скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с допуском насосно-компрессорных труб до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя составом с высокими пескоудерживающими свойствами, 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ и установка нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на уровне середины фильтра; - создание динамической кислотной ванны путем закачки раствора 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство в течение до 2 часов и последующая промывка скважины; - закачка рабочего раствора двенадцатипроцентного раствора соляной кислоты с добавкой от 0,8% до 1,2% ПАВ в объеме 0,5-0,7 м³ на 1 метр вскрытой эффективной толщины пласта и последующая выдержка в течение не более 3 часов; - очистка забоя от продуктов реакции промывкой либо продавкой в пласт большеобъемными, в 2-3 раза превышающими объем рабочего раствора, низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ и освоение скважины; - использование в качестве добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами.

Сущность изобретения.

При кислотных обработках в скважинах с высокими забойными температурами (свыше 60^oC) эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия возможности воздействия активного раствора на удаленные зоны пласта.

Значительно возрастает коррозия подземного оборудования из-за ухудшения при повышенных температурах свойств ингибиторов, вводимых при изготовлении кислоты. Возникает опасность загрязнения пласта соединениями железа и, как следствие, ухудшения его коллекторских свойств, снижения нефтеотдачи. Сокращается срок службы подземного оборудования, увеличивается возможность возникновения аварий. В составе забойных отложений содержится большое количество соединений железа (в т.ч. магнитной окалины), которые из-за высокого удельного веса не извлекаются при обычных промывках, и при воздействии солянокислотных обработок происходит дополнительное насыщение пласта этими соединениями. Кроме того, основной кислоторастворимой частью коллектора являются включения, содержащие соединения железа, алюминия, а также двуокись кремния, которые в отработанных растворах могут образовывать гелеобразные осадки, значительно снижающие проницаемость призабойной зоны пласта.

Предлагаемый способ кислотного воздействия устанавливает новую, отличную от ранее принятых, последовательность операций по обработке высокотемпературных пластов, способствующую за счет введения добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами увеличению сроков нейтрализации рабочих растворов, более глубокому их проникновению в пласт, уменьшению содержания в продуктах реакции количества окиси железа, более облегченному и быстрому удалению продуктов реакции из призабойной зоны пласта либо наружу, либо вглубь пласта для исключения выпадения вторичных осадков вблизи ствола скважины, значительному сокращению скорости кислотной коррозии подземного оборудования.

Сущность изобретения заключается в предварительной промывке ствола скважины до верхней зоны перфорации обычными промывочными жидкостями для очистки ствола скважины от песка, затем промывки ствола от верхней зоны перфорации до забоя жидкостями с высокими пескоудерживающими свойствами для гарантированной очистки забоя и зоны перфорации от песка, создании динамической кислотной ванны с попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство кислотного раствора с добавками ПАВ для очистки забоя и зоны перфорации от магнитной окалины и окислов железа, повторной промывке и закачке рабочего кислотного раствора с добавками ПАВ с последующей выдержкой в течение не более трех часов для обработки призабойной зоны для увеличения проницаемости и коллекторских свойств пласта, а также снижения поверхностного натяжения на границе раздела "рабочий раствор - пластовая среда" для улучшения проницаемости и с последующим удалением продуктов реакции наружу, либо продавкой в пласт и оттеснения их в глубину пласта от призабойной зоны.

Осуществление способа поясняется примерами его реализации.

Пример 1. Обрабатывают добывающую скважину глубиной 2730 м. Продуктивная толщина 10 м на глубине 2700-2710 м. Коллектор - карбонатный. Температура пласта - 80^oC.

Начинают промывку скважины обычным промывочным раствором, например, пластовой водой, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до уровня верхней зоны перфорации, т.е. 2700 м. Далее, установив нижний конец насосно-компрессорных труб (башмак) на забой - 2730 м, проводят промывку раствором с высокими пескоудерживающими свойствами (3% раствор хлористого калия с добавкой 2% карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и ПАВ в количестве 0,1%) общим объемом 80 м³. Далее, после установки нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на глубине 2705 м (середина фильтра), через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в пласт закачивают 5 м³ двенадцатипроцентного раствора технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ и проводят технологическую выдержку в течение 2 часов. После выдержки проводится промывка продуктов реакции, либо, при невозможности быстрого освоения скважины, оттеснение продуктов реакции в пласт большеобъемным (15-20 м³) низкоконцентрированным (до 0,6%) раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ с высокими адсорбционными свойствами, после чего проводят освоение (вызов притока) на скважине.

Пример 2. Выполняют по примеру 1.

После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м³ двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 0,8% и производят выдержку в течение 2,5 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1.

Пример 3. Выполняют по примеру 1.

После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м³ двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 1,2% и производят выдержку в течение 3 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1.

В результате обработки по предлагаемому способу продуктивность скважины увеличивается в среднем на 30%.

Литература 1. Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, М. , Недра, 1974, с. 427.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины кислотным раствором с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ), отличающийся тем, что при температурах пласта свыше 60^oС сначала проводят промывку скважины промывочным раствором - техническая вода, 3% раствор хлористого калия, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% растворе хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ, нижний конец - башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают на уровне середины фильтра, затем проводят кислотную динамическую ванну 12% раствором соляной кислоты с добавкой от 0,1 до 1% ПАВ в течение до 2 ч попеременной закачкой в НКТ и затрубное пространство, очищают от продуктов реакции зону перфорации и забой, закачивают в пласт рабочий раствор 12% соляной кислоты с добавкой от 0,8 до 1,2% ПАВ из расчета 0,5-0,7 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, дают технологическую выдержку в течение не более 3 ч, после чего проводят очистку от продуктов реакции вымыванием либо продавкой вглубь пласта большеобъемными, в 2-3 раза превышающими объем рабочего раствора низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ, а в качестве ПАВ используют неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.