Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины для увеличения ее приемистости и, как следствие, обеспечения усиленной добычи нефти за счет параметров давления в реагирующих добывающих скважинах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону дистиллята и технологическую выдержку (Заявка на изобретение №2002135664, опубл. 2004.06.27).

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину дистиллята, первую технологическую выдержку, продавку в пласт 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде, вторую технологическую выдержку и депрессионную перфорацию (патент РФ №2135758, опубл. 1999.08.27).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку рабочего агента - дистиллята при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, проведение технологической выдержки до снижения давления на устье скважины до атмосферного, закачку 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³, продавку в пласт до достижения значения давления на забое скважины не выше чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, увеличение расхода закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки, при превышении значения давления на забое скважины более чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии снижение давления на забое до гидростатического, проведение дополнительной перфорации в том же интервале продуктивного пласта под слоем раствора поверхностно-активного вещества, вновь продавливание в пласт раствора поверхностно-активного вещества и увеличение расхода закачки до стабилизации давления (Патент РФ №2066372, опубл. 1996.09.10 - прототип).

Известные способы позволяют обрабатывать призабойную зону с уменьшенной приемистостью. Однако реализация способов на скважинах с практически нулевой приемистостью приводит к минимальному результату по повышению продуктивности скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения приемистости нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем продавку рабочего агента при давлении и проведение технологической выдержки, согласно изобретению перед продавкой рабочего агента организуют ванну рабочего агента в объеме 4-6 м³ в интервале перфорации с технологической выдержкой до 9 час, продавку рабочего агента проводят сточной водой в режиме импульсного дренирования: повышение давления на устье до 11-13 МПа - сброс давления, количество импульсов назначают 30-50, проводят продавку 3-8%-ного раствора соляной кислоты в объеме 20-40 м³, проводят технологическую выдержку не более 4 час и прокачивают 20-40 м³ сточной воды.

Признаками изобретения являются:

1. организация ванны рабочего агента в объеме 4-6 м³ в интервале перфорации;

2. технологическая выдержка;

3. то же до 9 час;

4. продавка рабочего агента;

5. продавка рабочего агента сточной водой;

6. то же в режиме импульсного дренирования: повышение давления на устье до 11-13 МПа - сброс давления;

7. количество импульсов - 30-50;

8. продавка 3-8%-ного раствора соляной кислоты в объеме 20-40 м³;

9. проведение технологической выдержки не более 4 час;

10. прокачка 20-40 м³ сточной воды.

Признаки 2, 4 являются общими с прототипом, признаки 1, 3, 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи через нагнетательные скважины прокачивают сточную воду, содержащую большое количество остатков нефтепродуктов, сульфиды и оксиды железа в твердом взвешенном состоянии и пр. Все это отлагается в призабойной зоне нагнетательной скважины, снижает приемистость и отрицательно сказывается на вытеснении нефти из продуктивного пласта. Существующие способы повышения приемистости нагнетательной скважины приводят к минимальному эффекту. В предложенном способе решается задача повышения приемистости нагнетательной скважины. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны нагнетательной скважины, приемистость которой снижена в результате закачки сточной воды, в интервале перфорации устраивают ванну рабочего агента в объеме 4-6 м³ в течение времени растворения нефтепродуктов, отложившихся в скважине и перфорационных отверстиях из сточной воды. В качестве рабочего агента используют дистиллят. Как правило, технологической выдержки скважины в режиме ванны до 9 час бывает достаточно. При этом появляется минимальная приемистость дистиллята скважиной. Продавку дистиллята в призабойную зону скважины проводят сточной водой в режиме импульсного дренирования. На устье скважины повышают давление до 11-13 МПа, затем сбрасывают давление до атмосферного. Количество таких импульсов назначают 30-50. Как правило, при этом появляется приемистость скважины, достаточная для закачки химреагентов. Проводят продавку в призабойную зону 3-8%-ного раствора соляной кислоты в объеме 20-40 м³. При недостаточной приемистости раствор соляной кислоты, как и дистиллят, продавливают в призабойную зону в режиме импульсного дренирования: повышают давление на устье до 11-13 МПа, затем сбрасывают давление до атмосферного. Количество таких импульсов, как и при продавке дистиллята, назначают 30-50. После этого проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час, но не более 4 час. Во время продавки раствора соляной кислоты и технологической выдержки происходит разрушение сульфидов и оксидов железа и других кольматирующих отложений. Для удаления продуктов реакции прокачивают 20-40 м³ сточной воды и переходят к дальнейшей закачке сточной воды в качестве рабочего агента при разработке нефтяной залежи.

Результатом применения способа является увеличение приемистости скважины.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нагнетательной скважины глубиной 1200 м. Приемистость скважины снижена в результате закачки сточной воды с рабочего режима 250 м³/сут до нуля. В интервал перфорации циркуляцией доставляют 5 м³ рабочего агента - дистиллята. Проводят технологическую выдержку (ванну) в течение 9 час. Появляется минимальная приемистость дистиллята скважиной порядка 10 м³/сут. Продавку дистиллята в призабойную зону скважины проводят сточной водой в режиме импульсного дренирования: на устье скважины повышают давление до 12 МПа, затем сбрасывают давление до атмосферного. Количество таких импульсов назначают равным 40. Проводят продавку в призабойную зону 5%-ного раствора соляной кислоты в объеме 30 м³. Раствор соляной кислоты продавливают в призабойную зону в режиме импульсного дренирования: повышают давление на устье до 12 МПа, затем сбрасывают давление до атмосферного. Количество таких импульсов назначают равным 40. После этого проводят технологическую выдержку в течение 3 час. Прокачивают 40 м³ сточной воды. Определяют приемистость скважины, которая стала равна 220 м³/сут. Переходят к закачке сточной воды и разработке нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит повысить приемистость нагнетательной скважины.

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий продавку рабочего агента при давлении и проведение технологической выдержки, отличающийся тем, что перед продавкой рабочего агента организуют ванну рабочего агента - дистиллята в объеме 4-6 м³ в интервале перфорации с технологической выдержкой до 9 ч, продавку рабочего агента проводят сточной водой в режиме импульсного дренирования: повышение давления на устье до 11-13 МПа - сброс давления, количество импульсов назначают 30-50, проводят продавку 3-8%-ного раствора соляной кислоты в объеме 20-40 м³, проводят технологическую выдержку не более 4 ч и прокачивают 20-40 м³ сточной воды.