Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте

Реферат

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающий закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью и выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора (см. Ю.П. Коротаев, А.П. Полянский, Эксплуатация газовых скважин, М., 1961, с.328-341).

Недостатком этого способа является то, что при проведении кислотных обработок не учитываются фильтрационно-емкостные характеристики и температура пласта, что приводит в ряде скважин к нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины с образованием каверн и не образуются глубокопроникающие каналы в призабойной зоне, что снижает эффективность обработок.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, за счет образования глубокопроникающих каналов в призабойной зоне, предотвращения нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины и исключения обводнения скважины.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающем закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта, после чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле:

q = q 0 ⋅ e 25.8 − 7550 T K m 10 ⋅ h

где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м³/с;

h - толщина продуктивного пласта, м;

T - температура продуктивного пласта, К;

K - проницаемость продуктивного пласта, мкм²;

m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;

q₀ - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,

и закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью, при этом закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.

Способ осуществляют следующим образом.

Обрабатывают призабойную зону газодобывающей скважины глубиной 1800 м. Коллектор карбонатный, толщина продуктивного пласта 22 м. Скважина оборудована насосно-компрессорной трубой внутренним диаметром 76 мм. Приготавливают расчетный объем кислотного раствора и продавочной жидкости. Для обработки призабойной зоны пласта принимают объем солянокислотного раствора равным 25 м³ и продавочной жидкости - 12 м³. По геофизическим исследованиям или по исследованиям кернового материала определяют пористость и проницаемость пласта. Средняя проницаемость составляет 0,195 мкм², пористость - 0,18. Определяют температуру пласта, например, глубинным термометром или по табличным данным рассматриваемого месторождения. Температура, замеренная глубинным термометром равна 308 К.

Далее рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле

q = q 0 ⋅ e 25.8 − 7550 T K m 10 ⋅ h

где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м³/с;

h - толщина продуктивного пласта, м;

T - температура продуктивного пласта, К;

K - проницаемость продуктивного пласта, мкм²;

m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;

q₀ - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,

q = 0,1 ⋅ e 25.8 ⋅ 7550 303 0,195 0,18 10 ⋅ 22 = 0,766  м 3 /мин

Принимают скорость закачки 0,8 м³/мин. Обвязывают устье скважины насосами высокого давления с емкостями для кислотного раствора и продавочной жидкости, закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с объемной скоростью 0,8 м³/мин. Выдерживают скважину в течение одного часа для реагирования кислотного раствора и осваивают скважину.

Чтобы исключить обводнение скважины в результате раскрытия микротрещин, закачку кислотного раствора проводят под давлением ниже давления раскрытия естественных микротрещин.

Растворение карбонатного коллектора при закачке кислотного раствора, а далее продавочной жидкости со скоростью ниже рассчитанной объемной скорости происходит в режиме каверноообразования, т.е. нейтрализации кислоты на поверхности стенки скважины. Для получения глубокопроникающих каналов необходимо, чтобы скорость подвода кислотного раствора была больше скорости химической реакции (скорости нейтрализации кислотного раствора), которая зависит от температуры, пористости, проницаемости продуктивного пласта. Закачка кислотного раствора и продавочной жидкости с рассчитанной по указанной выше формуле объемной скоростью (объемной скоростью большей скорости нейтрализации кислотного раствора) приводит к образованию глубокопроникающих каналов в призабойной зоне и предотвращению нейтрализации кислотного раствора на поверхности стенки скважины.

Таким образом, использование данного изобретения позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте.

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающий закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, отличающийся тем, что перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта, после чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле q = q 0 ⋅ e 25.8 − 7550 T K m 10 ⋅ h ,где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м³/с;h - толщина продуктивного пласта, м;T - температура продуктивного пласта, К;K - проницаемость продуктивного пласта, мкм²;m - пористость продуктивного пласта, доли единицы;q₀ - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20,и закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью, при этом закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.