RU2004116889A

RU2004116889A - Способ обработки призабойной зоны скважины

Info

Publication number: RU2004116889A
Application number: RU2004116889/03A
Authority: RU
Inventors: Тимергалей Кабирович Апасов (RU); Тимергалей Кабирович Апасов; Фидрат Яхь евич Канзафаров (RU); Фидрат Яхьяевич Канзафаров; Василий Александрович Леонов (RU); Василий Александрович Леонов; Ренат Тимергалеевич Апасов (RU); Ренат Тимергалеевич Апасов
Original assignee: Тимергалей Кабирович Апасов (RU); Тимергалей Кабирович Апасов
Priority date: 2004-06-03
Filing date: 2004-06-03
Publication date: 2005-11-10
Also published as: RU2270913C2

Claims

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне, отличающийся тем, что перед закачкой технологических растворов блокируют неоднородные по проницаемости нефтенасыщенные пропластки путем последовательной закачки с заданным давлением и расходом обратной углеводородной эмульсии, водоизолирующего материала и взаимного органического растворителя, затем закачивают технологические растворы с заданным давлением и расходом, причем в раствор кислоты добавляют гидросульфат щелочного металла, в качестве нейтральной среды используют взаимный органический растворитель, а щелочной раствор задавливают в пласт заданным объемом углеводородного растворителя, после чего проводят технологическую выдержку, удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта до появления флюида постоянного состава.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в углеводородной эмульсии внутренней фазой является водный раствор гидросульфата щелочного металла.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве гидросульфата щелочного металла применяют гидросульфат натрия или калия.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве внешней фазы обратной углеводородной эмульсии используют углеводородные растворители - дизтопливо, или нефрас, или нефтяной сольвент, или газоконденсат.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водоизолирующего материала используют составы на водной основе - силикат натрия, или полимеры, или вязкоупругие или гелеобразующие, или осадкообразующие системы.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве взаимного органического растворителя используют изо-пропанол, или бутилцеллозольв, или метилацетаты, или этилацетаты.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотного раствора для обработки терригенных коллекторов используют глинокислоту.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотного раствора для обработки карбонатных коллекторов используют соляную кислоту.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивают в пласт кислотный раствор в объеме, равном объему пор обрабатываемой низкопроницаемой части заглинизированной призабойной зоны.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочного раствора используют карбонаты натрия или калия.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивают в пласт щелочной раствор в объеме равном 0,3-1,2 м³ на один метр вскрытой мощности обрабатываемого пласта.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что в технологические растворы добавляют поверхностно-активного вещества.

13. Способ по пп.1 и 12, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимые ПАВ в количестве 0,1-1,5% от объема кислотного и/или щелочного раствора.

14. Способ по пп.1 и 12, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют нефтерастворимые ПАВ в количестве 0,1-1% от объема взаимного органического растворителя.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что очистку призабойной зоны и закачку в пласт стабилизированной нефтяной эмульсии и кислотного раствора осуществляют без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что блокируют неоднородные по проницаемости нефтенасыщенные пропластки путем последовательной порционной закачки обратной углеводородной эмульсии с заданными реологическими свойствами при заданным давлении и расходе, причем выбирают объем оторочек в зависимости от ширины и требуемого радиуса кольматирования.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный растворитель содержит деэмульгатор, в качестве которого используют дипроксамин-157, диссольван.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что задают давление и расход при закачке щелочного раствора таким образом, чтобы обеспечить смешивание кислотного и щелочного растворов в заданный промежуток времени в заданном участке пласта с учетом гидропроводности низкопроницаемого интервала, фазовых проницаемостей для раствора кислоты в нефтенасыщенный коллектор и для раствора щелочи в нефтенасыщенный коллектор, насыщенный кислотой.

19. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке органического растворителя постепенно непрерывно или дискретно увеличивают давление, начиная с 10 и до 90% от давления закачки эмульсии, регистрируя при этом расход растворителя, обеспечивая заданную приемистость для каждого заглинизированного интервала с разной проницаемостью.

20. Способ по п.1, отличающийся тем, что при низкой приемистости пласта - менее 10 м³/сут на 1 метр интервала перфорации или менее 100 м³/сут при максимально возможном устьевом давлении, перед обработкой производят воздействие на пласт закачкой соляной кислоты.

21. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят технологическую выдержку во времени, достаточную для завершения химической реакции кислоты и щелочи не менее чем на 90%, причем определяют скорость и полноту реакции в зависимости от обрабатываемого объема пласта, его геолого-физических свойств, физико-химических свойств его пластовых флюидов и от пропорций закачанных технологических растворов.

22. Способ по п.1, отличающийся тем, что удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта путем спущенной в скважину насосной установкой или свабированием, гидроволновой, имплозионной очисткой с последующим освоением струйным насосом или компрессированием инертным газом.

23. Способ по п.1, отличающийся тем, что при освоении скважины изменяют депрессию на обрабатываемый интервал пласта в зависимости от вида кольматанта - создают мгновенную или регулируемую депрессию для удаления техногенной блокады из водонефтяной эмульсии или плавно увеличивают депрессию при выносе мехпримесей.

24. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжают процесс освоения скважины и пласта до выноса всех продуктов реакции - всех кольматантов и до стабилизации компонентного состава пластовых флюидов - минерализации пластовой воды, плотности и вязкости нефти, постоянство газового фактора и содержание мехпримесей в добываемой продукции.

25. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжают процесс обработки призабойной зоны до достижения гидропроводности в околоскважинной зоне не меньшей, чем в удаленной зоне пласта.