Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты (Ш.К.Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-432).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако эффективность способа невысока вследствие вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии (Патент РФ №2140531, опубл. 27.10.1999 - прототип).

Известный способ позволяет извлечь за счет депрессии из призабойной зоны продукты реакции и в значительной степени избежать вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции, однако эффективность способа остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, технологическую выдержку и депрессионное воздействие, согласно изобретению предварительно проводят глушение скважины водным раствором эмульгатора, продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты проводят легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, технологическую выдержку проводят не более 3 ч, депрессионное воздействие выполняют свабированием до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа и до достижения водородного показателя рН в пределах 6-7, после чего спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

Признаками изобретения являются:

1. продавка в зону продуктивного пласта раствора кислоты;

2. технологическая выдержка;

3. депрессионное воздействие;

4. предварительное глушение скважины водным раствором эмульгатора;

5. продавка в зону продуктивного пласта раствора кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа;

6. технологическая выдержка не более 3 ч;

7. депрессионное воздействие свабированием до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа;

8. то же до достижения водородного показателя рН в пределах 6-7;

9. спуск насосного оборудования и осваивание скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающих скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважин. Традиционно применяемая технология обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. Даже технология с сочетанием солянокислотной обработки и депрессионного воздействия имеет невысокую успешность и эффективность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет более полной ее очистки от кольматирующих отложений. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины проводят глушение скважины водным раствором эмульгатора. В качестве эмульгатора используют эмульгатор Ринго-ЭМ по ТУ 2413-003-52412574-01. Эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой 40%-ный раствор сложных зфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета. Эмульгатор Ринго-ЭМ имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°С. При смешении эмульгатора Ринго-ЭМ с минерализованной водой образуется жидкость повышенной вязкости. Глушение скважины подобным составом способствует исключению отрицательного влияния воды глушения на коллекторские свойства призабойной зоны. Дебит скважины не снижается. Для обеспечения необходимых вязкостных свойств оптимальным является соотношение эмульгатора и воды в пределах 2-10:90-98 (по массе).

Через колонну насосно-компрессорных труб проводят продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Столь малый расход и небольшое давление способствует поступлению раствора кислоты даже в начально непринимающую скважину. При поступлении части раствора кислоты в призабойную зону расход и давление по возможности увеличивают, не допуская снижения приемистости.

Технологическую выдержку проводят не более 3 ч. За это время кислота успевает прореагировать с карбонатной составляющей коллектора и увеличить проницаемость призабойной зоны. Выдержка более 3 ч способствует образованию кольматирующих отложений, снижающих проницаемость призабойной зоны и сводящих к минимуму эффект от кислотной обработки.

В качестве раствора кислоты используют 6-15%-ный водный раствор соляной кислоты.

Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа и до достижения водородного показателя рН в пределах 6-7. Свабированием удаляют продукты реакции из призабойной зоны. Ограничения по депрессии на забое обусловлены давлением разгазирования нефти, ниже которого снижать забойное давление недопустимо. При свабировании определяют водородный показатель жидкости. Как правило, он снижается от 2-3 в начале до 6-7 в конце свабирования. По водородному показателю свабируемой жидкости рН в пределах 6-7 судят об удалении кислоты из призабойной зоны и скважины и о возможности завершить свабирование. После этого спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Глубина скважины 1200 м. Диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта расположен на глубинах 1171-1193 м. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Проводят глушение скважины водным раствором эмульгатора Ринго-ЭМ при следующем соотношении компонентов, мас.ч: эмульгатор : вода = 7:93. Через колонну насосно-компрессорных труб проводят продавку в зону продуктивного пласта 12%-ного раствора соляной кислоты легкой нефтью с расходом 30 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 3 ч. Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа и до достижения водородного показателя рН в пределах 6,5. После этого спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

В результате дебит скважины возрос с 1,1 до 12 м³/сут. Обработка призабойной зоны по прототипу в аналогичных условиях приводит к эффекту до половины от достигнутого.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, технологическую выдержку и депрессионное воздействие, отличающийся тем, что предварительно проводят глушение скважины водным раствором эмульгатора, продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты проводят легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут. и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, технологическую выдержку проводят не более 3 ч, депрессионное воздействие выполняют свабированием до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа и до достижения водородного показателя рН в пределах 6-7, после чего спускают насосное оборудование и осваивают скважину.