RU2078203C1

RU2078203C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Info

Publication number: RU2078203C1
Application number: RU93033281A
Authority: RU
Inventors: В.Ф. Калинин
Original assignee: Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз"
Priority date: 1993-06-25
Filing date: 1993-06-25
Publication date: 1997-04-27

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Решается задача кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов при отсутствии или при невысокой их поглотительной способности при закачке кислотного раствора по колонке насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенной до уровня верхних дыр интервала перфорации. Для этого перед подачей в НКТ начальной порции раствора кислоты в нее вводят утяжеляющий агент - тяжелую соль неорганической кислоты, преимущественно хлористый кальций или хлористый цинк, до получения плотности раствора, превышающей плотность скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, и объема раствора, соответствующего объему забойной части скважины в интервале перфорации. Подачу полученной таким образом порции раствора в скважину до заполнения интервала перфорации осуществляют при открытой затрубной задвижке. При этом обеспечивается замещение скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, заканчиваемым раствором, и контакт кислоты с породой призабойной зоны пласта. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойной зоны пласта для повышения ее проницаемости и улучшения таким образом условий притока пластовых флюидов к забою скважины.

Обычный способ кислотной обработки призабойной зоны пласта заключается в заполнении при открытой задвижке на отводе из затрубного пространства насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенных до подошвы вскрытой части продуктивного пласта, и кольцевого пространства от башмака НКТ до кровли продуктивного пласта расчетным количеством раствора кислоты и последующем задавливании его из НКТ при закрытой затрубной задвижке в пласт, после чего скважину оставляют на необходимое время в покое для реагирования кислоты с породой, а затем пускают скважину в эксплуатацию [1]
Использование данного способа кислотной обработки существенно усложняет последующий ввод скважины в эксплуатацию, т. к. после задавливания раствора кислоты в пласт НКТ должны быть подняты до уровня верхних дыр интервала перфорации, а это требует глушения скважины, демонтажа, а затем повторного монтажа устьевого оборудования и проведения повторной кислотной обработки для восстановления продуктивности скважины после ее глушения.

Указанные недостатки устранены в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, в котором НКТ устанавливают выше кровли обрабатываемого пласта и одновременно с закачкой через НКТ расчетного количества соляной кислоты через затрубное пространство закачивают гранулированный магний в смеси с углеводородным растворителем при соотношении объемов магния и кислоты 1 50 [2[.

Однако одновременная закачка жидкостей через НКТ и затрубное пространство возможна только при высокой поглотительной способности пласта. Кроме того, при экзотермической реакции соляной кислоты с магнием, которая происходит в основном в стволе скважины, в зоне фильтра выделяется большое количество тепла, что может вывести фильтр из строя.

Изобретение решает задачу создания способа кислотной обработки призабойной зоны пласта, который, при сохранении преимуществ известного способа, мог бы быть использован при отсутствии или при невысокой поглотительной способности пласта и не ухудшал бы значительно условия работы фильтра.

Для этого в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающем спуск в скважину колонны НКТ до уровня верхних дыр интервала перфорации и закачку в пласт через НКТ расчетного количества раствора соляной кислоты, перед подачей в НКТ начальной порции раствора кислоты в нее вводят утяжеляющий агент тяжелую соль неорганической кислоты до получения плотности раствора, превышающей плотность скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, и объема раствора, соответствующего объему забойной части скважины в интервале перфорации, а подачу начальной порции раствора в скважину до заполнения интервала перфорации осуществляют при открытой затрубной задвижке. В качестве утяжеляющего агента тяжелой соли неорганической кислоты - используют преимущественно хлористый кальций или хлористый цинк.

Введение в начальную порцию раствора кислоты утяжеляющего агента - тяжелой соли неорганической кислоты, преимущественно хлористого кальция или хлористого цинка, позволяет получить кислотно-солевой раствор с плотностью, превышающей таковую скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации. При подаче такого раствора в призабойную часть скважины при открытой затрубной задвижке обеспечивается замещение им скважинной жидкости и контакт кислоты с породой без предварительного задавливания скважинной жидкости в пласт, т. е. не требуется, чтобы пласт имел высокую поглотительную способность. Кроме того, исключается проведение экзотермической реакции в скважине, в результате чего улучшаются условия работы фильтра.

На фиг. 1 и 2 приведены схемы, поясняющие предлагаемый способ.

Способ осуществляется следующим образом.

По методикам, осуществляющим в нефтегазовой промышленности, определяют и приготавливают необходимое для обработки призабойной зоны пласта количество водного раствора соляной кислоты, при этом порцию кислотного раствора, предназначенную для закачки впереди основной массы готовят отдельно. В эту порцию раствора кислоты вводят утяжеляющий агент тяжелую соль неорганической кислоты, которую берут в таком количестве, чтобы после ее растворения (добавки) был получен кислотно-солевой раствор плотностью, превышающей таковую скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, и объемом, соответствующим объему забойной части скважины до кровли пласта, подлежащего обработке. В качестве утяжеляющего агента тяжелой соли неорганической кислоты используют преимущественно хлористый кальций по ГОСТ 450-77 или хлористый цинк по ГОСТ 7345-78. Первое вещество позволяет получить кислотно-солевой раствор плотностью до 1,38 г/см³, а второе до 2,04 г/см³.

В скважину 1 до уровня верхних дыр интервала перфорации 2 спускают колонну НКТ 3, через которую при открытой затрубной задвижке 4 (фиг. 1) интервал перфорации ниже башмака НКТ 3 заполняют полученным кислотно-солевым раствором, а НКТ кислотным раствором, что возможно, т. к. кислотно-солевой раствор имеет большую плотность, чем скважинная жидкость, находящаяся в интервале перфорации, и поэтому замещает ее в этом интервале и вытесняет в затрубное пространство и далее через открытую затрубную задвижку 4 на поверхность. По заполнении интервала перфорации 2 кислотно-солевым раствором затрубную задвижку 4 закрывают (фиг. 2), и затем кислотно-солевой раствор и кислотный раствор из НКТ 3 продавливают в пласт 5. После выдержки кислоты в пласте на реагирование известным способом вызывают приток из пласта и вводят скважину в эксплуатацию.

Закачка кислотного раствора в пласт по колонне НКТ, спущенной до уровня верхних дыр интервала перфорации, позволяет сохранить положительные качества известного способа, а осуществление кислотной обработки без предварительного продавливания в пласт скважинной жидкости и без подачи в скважину веществ, вступающих с кислотой в экзотермическую реакцию, обеспечивают возможность использования способа для обработки пластов при отсутствии или при сравнительно низкой их поглотительной способности и без риска выведения фильтра из строя из-за чрезмерного повышения температуры на забое.

Способ был опробован из двух скважинных Белокаменной площади при солянокислотной обработке евлано-ливенских (карбонатных) отложений. Обработка осуществлялась в связи с отсутствием притока в скважины. Скважины были заполнены нефтью, в интервале перфорации мог быть солевой раствор плотностью до 1,20 г/см³. Данные проведенных обработок и их результаты приведены в таблице.

Для закачки в пласт жидкостей для обработки в скважины спускались НКТ, башмак которых располагался выше уровня верхних дыр интервала перфорации на 3 5 м. Подача кислотно-солевого раствора в скважину до заполнения интервала перфорации и кислотного раствора в НКТ осуществлялась при открытой затрубной задвижке, а продавливание их в пласт при закрытом затрубье. В качестве продавочной жидкости использовалась нефть. После кислотной обработки призабойной зоны пласта и ввода скважин в эксплуатацию обе скважины перешли на фонтанный режим работы, т. е. результаты обеих обработок положительны.

Claims

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб до уровня верхних отверстий интервала перфорации и закачку в пласт через насосно-компрессорные трубы расчетного количества раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что закачку раствора соляной кислоты осуществляют двумя порциями, одна из которых является начальной, а другая основной, при этом перед подачей в насосно-компрессорные трубы начальной порции в нее предварительно вводят утяжеляющий агент тяжелую соль неорганической кислоты в количестве, обеспечивающем плотность раствора, превышающую плотность скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, и объем раствора, соответствующий объему забойной части скважины в интервале перфорации, причем подачу начальной порции раствора соляной кислотой в скважину до заполнения интервала перфорации осуществляют при открытой затрубной задвижке.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющего агента - тяжелой соли неорганической кислоты используют хлористый кальций или хлористый цинк.