RU2095559C1

RU2095559C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины

Info

Publication number: RU2095559C1
Application number: RU96112655A
Authority: RU
Inventors: В.А. Городилов; В.Н. Шевченко; С.И. Типикин; М.В. Павлов; А.Н. Юдаков; С.В. Иванов; А.Д. Макуров; А.М. Комаров; А.Б. Черкасов
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Ноябрьснефтегаз"
Priority date: 1996-07-05
Filing date: 1996-07-05
Publication date: 1997-11-10

Abstract

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважины. Способ обработки призабойной зоны скважины включает закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества, в котором, согласно изобретению, в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества используют растворы на попутной пластовой воде, перед закачкой раствора кислоты забой скважины заполняют 3 - 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде, проводят технологическую выдержку до снижения уровня раствора кислоты, повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты, операции снижение - повышение уровня повторяют, закачивают в призабойную зону раствор кислоты и раствор поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагревательных скважин, при этом закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в прибазойной зоне скважины.

Description

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты (1).

Недостатки способа заключаются в следующем: растворение глинистого цемента (породы) на контакте зерен, утолщение пленки связанной воды за счет нейтрализованного раствора соляной кислоты. Первое ослабляет механическую прочность породы, способствует ее разрушению и выносу при отборе жидкости. Второе снижает эффект увеличения проницаемости и снижает добычу нефти.

Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) (2).

Недостатки способа заключаются в его низкой эффективности и низкой добыче нефти ввиду того, что не достигается интенсивное снижение поверхностного натяжения на границе отработанный кислотный раствор нефть.

Целью изобретения является повышение добычи нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества, согласно изобретению, в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества используют растворы на попутной пластовой воде, перед закачкой раствором кислоты забой скважины заполняют 3 15% -ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде, проводят технологическую выдержку до снижения уровня раствора кислоты, повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты, операции снижение-повышение уровня повторяют, закачивают в призабойную зону раствор кислоты и раствор поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, при этом закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины.

Существенные признаки:
закачка в призабойную зону скважины раствора кислоты;
закачка в призабойную зону скважины поверхностно-активного вещества;
использование в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества растворов на попутной пластовой воде;
заполнение забоя скважины перед закачкой раствора кислоты 3 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде;
проведение технологической выдержки до снижения уровня раствора кислоты;
повышение уровня раствора кислоты новой порцией раствора соляной кислоты;
повторение операции снижение-повышение уровня;
закачивание в призабойную зону раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин;
проведение закачки растворов в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины.

Сущность изобретения.

При добыче нефти происходит постоянное ухудшение проницаемости призабойной зоны добывающей скважины. При этом снижается дебит скважины.

В предложенном способе решается задача увеличения дебита скважины за счет улучшения фильтрационных свойств и проницаемости призабойной зоны скважины.

Для этого забой скважины заполняют раствором соляной кислоты и производят выдержку. Соляная кислота медленно реагирует с породой пласта и кольматирующими элементами. При этом увеличивается размер поровых каналов и разрушаются кольматирующие элементы. Появляется начальная, весьма небольшая приемистость скважины. После 4 5 циклов снижения уровня кислоты в скважине и долива кислоты приемистость становится достаточной для закачки в призабойную зону следующих химреагентов, способных повысить проницаемость призабойной зоны до необходимого уровня. Используемые для этого растворы соляной кислоты и раствор ПАВ готовят на попутной пластовой воде, чем обеспечивают средство закачиваемых растворов и пластовой жидкости, исключают набухание глин в пласте, сохраняют проницаемость.

Закачку в призабойную зону чередующихся порций раствора кислоты и ПАВ производят под давлением при закрытой затрубной задвижке. Растворы проникают в призабойную зону, промывают ее и расширяют поровые каналы. При смешении кислоты и ПАВ в пластовых условиях образуются смеси разных концентраций. В зависимости от соотношения кислоты и ПАВ меняется температура помутнения ПАВ. Поскольку концентрации в пласте различны, то есть основание предполагать, что в пласте образуются смесь с температурой помутнения ПАВ, равной пластовой температуре. Такие смеси обладают повышением отмывающими свойствами и проявляют синергетический эффект. Закачку химреагентов продолжают до увеличения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. Этот показатель гарантирует необходимую проницаемость призабойной зоны для достижения рабочего дебита скважины.

В случае обработки таким способом нагнетательной скважины переходят к дальнейшей ее эксплуатации закачкой рабочего агента. Возможна дальнейшая закачка кислоты и ПАВ для увеличения нефтеотдачи залежи.

В случае обработки таким способом добывающей скважины производят вызов притока.

При обработке призабойной зоны скважины закачку и отбор растворов производят в режиме непрекращающегося их движения, поскольку в случае остановки и непродолжительной выдержке реагентов происходит выпадение растворенных продуктов и кольматация призабойной зоны. 3 15%-ный раствор соляной кислоты для заполнения забоя скважины выбран исходя из практики обработок как наиболее оптимальный.

Достижение приемистости скважины не менее 70% гарантирует необходимую степень повышения проницаемости призабойной зоны.

Осуществление способа поясняется на примерах его реализации.

Пример 1. Обрабатывают добывающую скважину глубиной 2730 м. Продуктивная толщина 10 м на глубине 2700 2710 м. Коллектор карбонатный. Забой скважины заполняют 3%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3 м³. Проводят технологическую задержку в течение 1 ч. Затем повышают уровень заполнением забоя через насосно-компрессорные трубы новой порцией раствора соляной кислоты в объеме 0,5 м³.

Операции снижение-повышение уровня повторяют 5 раз. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3 м³ и с концентрацией 6% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде неонол в количестве 10 м³ и с концентрацией 0,05% до достижения приемистости добывающей скважины не менее 280 и м³/сут, т.е. не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, которая равна 400 м³/сут.

Закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины.

После обработки добыча нефти увеличилась на 30%
Пример 2. Выполняют как пример 1. Забой скважины заполняют 6%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 2,5 м₃. Проводят технологическую выдержку в течение 40 мин. Затем повышают уровень заполнением забоя новой порцией соляной кислоты в объеме 0,7 м³.

Операции снижение-повышение уровня повторяют 4 раза. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты в объеме 2,7 м³ с концентрацией 15% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде сульфонол в количестве 9 м³ и с концентрацией 0,5% до достижения приемистости добывающей сквалины не менее 280 м³/сут. Добыча увеличилась на 25%
Пример 3. Обрабатывают нагнетательную скважину глубиной 2730 м. Забой скважины заполняют 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3,5 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 1,5 ч. Затем повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты в объеме 0,6 м³.

Операции снижение-повышение уровня повторяют 6 раз. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты в объеме 2,5 м с концентрацией 24% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде ОП7 в количестве 8 м и с концентрацией 1% до достижения приемистости добывающей скважины не менее 280 м³/сут.

Переходят к закачке рабочего агента попутной пластовой воды для осуществления процесса разработки залежи.

В результате разработки дебит по нефти окружающих добывающих скважин увеличился на 10% Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить добычу нефти на 30%

Claims

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества используют растворы на попутной пластовой воде, перед закачкой раствора кислоты забой скважины заполняют 3 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде, проводят технологическую выдержку до снижения уровня раствора кислоты, повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты, операции снижение повышение уровня повторяют, закачивают в призабойную зону раствор кислоты и раствор поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, при этом закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины.