Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах или водопритоков в добывающих скважинах, в условиях разработки карбонатных коллекторов.

Известен состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, содержащий, в мас.ч.: синтетический пластицированный изопреновый каучук (СПИК) 100, керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900-4900, серу техническую 1-4, окись цинка 1-4, диэтилдитиокарбомат натрия (ДЭДТК) 1-4, каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4. СПИК растворяют в керосине или нефрасе. В полученный раствор добавляют серу, окись цинка, ДЭДТК и каптакс.Тщательно перемешивают до гомогенного состояния. Краткая характеристика состава: улучшаются эксплуатационные характеристики за счет расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости (Патент РФ/№2068075, опубл. 20.10.96).

Известный состав недостаточно эффективен при изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки скважины в карбонатных коллекторах, включающий циклическую закачку в пласт соляной кислоты с последующей продавкой ее раствором реагента, образующего с карбонатным коллектором слаборастворимые или не растворимые в кислоте соединения, в качестве которых используют 2-5%-ные водные растворы кислородсодержащих соединений серы; или бисульфата натрия, или пиросульфата натрия или калия, или аммония с последующим удалением их из пласта, причем последние закачивают в объеме, необходимом для инкрустирования большей зоны карбонатных коллекторов, чем в предыдущем цикле (Патент РФ №2052086, опубл. 10.01.96 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать высокопроницаемые зоны, однако эффективность способа невысока вследствие малой степени кольматации трещин в карбонатном коллекторе призабойной зоны скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающем циклическую закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты, водной смеси, содержащей серу, и удаление из призабойной зоны продуктов реакции, в качестве указанной смеси используют побочный продукт сероочистки с установки подготовки высокосернистой нефти в виде 3-6%-ной суспензии серы в воде, предварительно проводят закачку указанной суспензии через скважину до повышения давления на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, а при циклической закачке раствора соляной кислоты ведут продавку нефтью 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м. продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м. продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью, а удаление из призабойной зоны продуктов реакции производят свабированием.

Сущность изобретения

Многократное воздействие соляной кислоты на продуктивные пласты, представленные карбонатными породами, создает высокопроницаемые зоны в виде свищеобразных каналов растворения, распространяющихся на большие глубины. При разработке продуктивных пластов с поддержанием пластового давления закачкой воды каналы растворения являются путями преждевременного прорыва воды, в результате чего часть запасов остается невыработанными. Существующие способы изоляции высокопроницаемых зон решают проблему частично или временно. Должного выравнивания профиля притока или приемистости не достигается. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе. Задача решается следующим образом.

При изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины закачивают 3-6% суспензию серы в воде через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м. продуктивного пласта. Раствор соляной кислоты продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 час. Заменяют в скважине нефть на 13-15% раствор соляной кислоты и закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м. продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 час. Затем ведут гидроимпульсную закачку 13-15% раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции из призабойной зоны.

В качестве соединения серы используют серу как побочный продукт сероочистки, образующийся при предварительной подготовке высокосернистой нефти на установке подготовки высокосернистой нефти. Используемая сера нейтральна по отношению к соляной кислоте. Состав серы является «родным» для пластовых флюидов. По крупности частиц сера соответствует требованиям закачки, т.к. добыта из того же продуктивного пласта.

Закачка суспензии серы позволяет надежно изолировать высокопроницаемые зоны продуктивного пласта.

Импульсная закачка раствора соляной кислоты с выдержкой под давлением позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны породы и повышать проницаемость низкопроницаемых зон. В результате выравниваются проницаемости высоко- и низкопроницаемых зон продуктивного пласта, повышается охват пласта воздействием, увеличивается нефтеизвлечение из залежи.

Пример конкретного выполнения

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1251 м. Продуктивный пласт перфорирован в интервале от 1195 до 1214 м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 6,2 м³/сут и обводненности добываемой продукции 50%. Заколонная циркуляция пластовой жидкости отсутствует. Имеются промытые закачиваемой водой зоны в интервале 1212-1214 м и 1206-1207,5 м.

Останавливают скважину. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают 6% суспензию серы в воде до повышения давления закачки на 1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м. продуктивного пласта. Раствор соляной кислоты продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 2 час. Заменяют в скважине нефть на 14% раствор соляной кислоты и закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 1 м³/п.м. продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 4 час. Затем ведут гидроимпульсную закачку 14% раствора соляной кислоты за 6 циклов в режиме цикла 1 мин закачка - 5 мин выдержка при давлении 2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции из призабойной зоны.

В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась до 25% при сохранении дебита скважины. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях обводненность добываемой продукции составляла 35-40% при снижении дебита скважины.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа и снизить обводненность добываемой продукции.

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий циклическую закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты, водной смеси, содержащей серу, и удаление из призабойной зоны продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве указанной смеси используют побочный продукт сероочистки с установки подготовки высокосернистой нефти в виде 3-6%-ной суспензии серы в воде, предварительно проводят закачку указанной суспензии через скважину до повышения давления на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, а при циклической закачке раствора соляной кислоты ведут продавку нефтью 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью, а удаление из призабойной зоны продуктов реакции производят свабированием.