RU2003137783A - Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений - Google Patents

Claims (3)

1. Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора, отличающийся тем, что при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия

где V_BHCI - объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, м³;

V_З - объем зоны зумпфа скважины, м³;

V_C - объем ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта, м³;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

D_BH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L - толщина стенки НКТ, м;

ρ - плотность водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²,

а при последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, при этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в затрубное пространство НКТ, продолжая продавливание последним указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, а перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле

где N_ТПО - количество стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента, шт;

Z - концентрация поверхностно-активного вещества в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа скважины, кг/м³;

m₁ - масса одного стержня твердого пенообразователя без газообразующего агента, кг;

k₁ - массовое содержание поверхностно-активного вещества в стержне твердого пенообразователя без газообразующего агента, доли единицы, при этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа, и рассчитывают количество вводимых в скважину стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом по формуле

где N_ТПОГ - количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, шт;

а, b - стехиометрические коэффициенты уравнения реакции образования газовой фазы при газообразующем агенте и при соляной кислоте соответственно;

M_Г - молекулярная масса газообразующего агента твердого пенообразователя, г/моль;

C₁ - остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора, отобранной из зоны зумпфа скважины, кг/м³;

С₂ - концентрация соляной кислоты, необходимая для предотвращения выпадения ионов железа в осадок, кг/м³;

M_HCI - молекулярная масса соляной кислоты, г/моль;

m₂ - масса одного стержня твердого пенообразователя с газообразующим агентом, кг;

k₂ - массовое содержание газообразующего агента в стержне твердого пенообразователя с газообразующим агентом, доли единицы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют твердый пенообразователь без газообразующего агента следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,

выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ_9-12, 32-38

Поливиниловый спирт

или полиоксиэтилен 20-29

Конденсированная сульфит - спиртовая барда 35-42.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют твердый пенообразователь с газообразующим агентом следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,

выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ_9-12, 30-33

Мочевина 28-34

Газообразующий агент, выбранный из группы: нитрит

натрия, карбонат натрия, карбонат аммония, бикарбонат

натрия, бикарбонат аммония 33-39