RU2206732C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу выделяют нефтенасыщенный пропласток. Закачивают в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствор кислоты медленного действия избирательно в нефтенасыщенный пропласток. Проталкивают раствор кислоты медленного действия и ожидают спад давления и реагирование кислоты. Согласно изобретению, при обводненности добываемой нефти более 60%, перед закачкой раствора кислоты медленного действия закачивают в объеме колонны насосно-компрессорных труб пластовую воду. Промывают образующиеся при давлении разрыва поровые каналы и снижают коагуляцию раствора кислоты. После этого продукты реакции раствора кислоты и породы удаляют из призабойной зоны под давлением на устье. Проводят технологическую выдержку до стабилизации давления. 2 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и пропанта (Патент РФ 2122633, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1998 г.).

Известный способ позволяет наряду с образованием трещины провести кислотную обработку пласта на большом удалении от скважины. Однако известный способ не позволяет повысить продуктивность нагнетательных скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках. Способ отличается большой длительностью процесса и высокой стоимостью.

Известен способ разупрочнения горных пород, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора соляной кислоты без закачки пропанта (Патент РФ 2012790, кл. Е 21 В 43/26, опублик. 1994 г.).

Известный способ позволяет образовать в пласте зоны с высокой проницаемостью. При этом способ свободен от недостатков, связанных с использованием пропанта. Однако способ не пригоден в терригенных коллекторах. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность способа невелика.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва нефтяного пласта, включающий выделение нефтенасыщенного пропластка, закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия избирательно в нефтенасыщенный пропласток со скоростью закачки 0,8-1,5 м³/мин, проталкивание раствора кислоты медленного действия водой и ожидание спада давления и реагирования кислоты (Патент РФ 2156356, кл. Е 21 В 43/26, опублик. 20.09.2000 - прототип).

Известный способ предполагает воздействие фактически не на нефтяной пласт, а на околоскважинную зону. При этом эффективность воздействия оказывается невелика вследствие того, что при раскрытии трещин и закачке смешиваются чужеродные жидкости, что ведет к возможной коагуляции раствора кислоты и снижению глубины его проникновения. После снижения давления закачки в порах остается продукт реакции раствора кислоты и породы, который в свою очередь способен кольматировать каналы в призабойной зоне и снижать продуктивность скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности способа.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем выделение нефтенасыщенного пропластка, закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия избирательно в нефтенасыщенный пропласток, проталкивание раствора кислоты медленного действия и ожидание спада давления и реагирования кислоты, согласно изобретению, перед закачкой раствора кислоты медленного действия закачивают в объеме колонны насосно-компрессорных труб жидкость глушения, приготовленную на основе пластовой воды, а проталкивание раствора кислоты медленного действия проводят обезвоженной дегазированной нефтью при работе на добывающей скважине или водным раствором поверхностно-активного вещества при работе на нагнетательной скважине.

Признаками изобретения являются:
1. Выделение нефтенасыщенного пропластка.

2. Закачка в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия избирательно в нефтенасыщенный пропласток.

3. Проталкивание раствора кислоты медленного действия.

4. Ожидание спада давления и реагирования кислоты.

5. Закачка жидкости глушения, приготовленной на основе пластовой воды.

6. То же в объеме колонны насосно-компрессорных труб.

7. То же перед закачкой раствора кислоты медленного действия.

8. Проталкивание раствора кислоты медленного действия обезвоженной дегазированной нефтью при работе на добывающей скважине.

9. Проталкивание раствора кислоты медленного действия водным раствором поверхностно-активного вещества при работе на нагнетательной скважине.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часто возникает необходимость проведения интенсификационных работ на скважинах. Известные способы предполагают воздействие фактически не на нефтяной пласт, а на околоскважинную зону. При этом эффективность воздействия оказывается невелика вследствие того, что при раскрытии трещин и закачке смешиваются чужеродные жидкости - кислота медленного действия и пластовая жидкость. Это ведет к возможной коагуляции раствора кислоты и снижению глубины его проникновения в пласт. После снижения давления закачки и реагирования кислоты с породой пласта в порах остается продукт реакции раствора кислоты и породы, который в свою очередь способен кольматировать каналы в призабойной зоне и снижать продуктивность скважины. В результате эффективность обработки призабойной зоны снижается, что выражается в недостаточно высокой продуктивности скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности интенсификационных работ. Задача решается следующей совокупностью операций.

В продуктивном интервале скважины выделяют нефтенасыщенный пропласток. Колонну насосно-компрессорных труб опускают в скважину с расположением перфорированной части колонны на глубине среднего пропластка. Скважину промывают. Выше и ниже среднего пропластка ставят пакеры с якорями. Производят закачку в нефтенасыщенный пропласток при давлении выше давления разрыва пласта в объеме колонны насосно-компрессорных труб жидкости глушения, приготовленной на основе пластовой воды, и раствора кислоты медленного действия. Раствор кислоты закачивают избирательно в нефтенасыщенный пропласток. Проталкивают раствор кислоты обезвоженной дегазированной нефтью при работе на добывающей скважине или водным раствором поверхностно-активного вещества при работе на нагнетательной скважине. Закрывают скважину на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Закачка жидкости глушения, приготовленной на основе пластовой воды, перед раствором кислоты медленного действия способствует промывке образующихся при давлении разрыва поровых каналов и более глубокому проникновению кислоты в пласт. Кроме того, происходит снижение возможной коагуляции раствора кислоты. Раствор кислоты медленного действия более глубоко проникает в пласт и образует поровые каналы на большой глубине. За счет этого проницаемость призабойной зоны увеличивается. Наличие обезвоженной дегазированной нефти или водного раствора поверхностно-активного вещества между раствором кислоты и скважиной способствует удалению из призабойной зоны продуктов реакции раствора кислоты и породы. При работе добывающей скважины продукты реакции выносятся в скважину. При работе нагнетательной скважины продукты реакции прокачиваются в пласт.

В качестве глинокислоты используют смеси растворов соляной и фтористоводородной кислоты, например, смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного водного раствора фтористоводородной кислоты.

В качестве раствора кислоты медленного действия используют смесь соляной кислоты 10-24% концентрации или ее смесь с плавиковой кислотой с замедлителем действия, в качестве которого используют лигносульфонаты щелочных металлов типа черного щелока, сульфитно-дрожжевой бражки и т.п. Щелок черный моносульфатный является отходом целлюлозно-бумажного производства и выпускается по ТУ 13-7308001-453-84. По внешнему виду - однородная густая жидкость темно-коричневого цвета. Плотность - 1200 кг/м³, вязкость по вискозиметру ВЗ-4 не более 80 с, рН - не менее 4. При понижении температуры загустевает и при 0^oС становится нетекучим.

Соотношение между раствором соляной кислоты и черным щелоком составляет (40-60): (40-60) по объему. Объем закачиваемого раствора кислоты медленного действия составляет 30-60 м³.

В качестве водного раствора поверхностно-активного вещества используют 0,01-5%-ные растворы неионогенных, анионоактивных или катионоактивных поверхностно-активных веществ.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины Мишкинского месторождения. Выбирают скважину с обводненностью добываемой продукции более 60%. Продуктивный пласт имеет три пропластка в карбонатном коллекторе. Верхний и нижний пропластки обводнены. Средний пропласток нефтенасыщенный. Пластовое давление на уровне среднего пропластка 12 МПа. Колонну насосно-компрессорных труб опускают в скважину с расположением перфорированной части колонны на глубине среднего пропластка. Скважину промывают. Выше и ниже среднего пропластка ставят пакеры с якорями. В пропласток закачивают под давлением 34 МПа с расходом 1 м³/мин в объеме колонны насосно-компрессорных труб пластовую воду и 50 м³ раствора кислоты медленного действия - смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и раствора сульфатного щелока при их объемном соотношении 50 : 50. Раствор кислоты медленного действия проталкивают обезвоженной дегазированной нефтью в объеме колонны насосно-компрессорных труб. Не снижая давления, герметизируют скважину на устье и проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в течение времени порядка 12 ч. После этого меняют оборудование в скважине на глубинонасосное и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 1,5 до 15 м³/сут.

Пример 2. Выполняют обработку призабойной зоны нагнетательной скважины Листвинского месторождения. Продуктивный пласт имеет три пропластка в терригенном коллекторе. Верхний и нижний пропластки имеют высокую приемистость. Средний пропласток соединен с нефтенасыщенным пропластком. Пластовое давление на уровне среднего пропластка 12 МПа. Колонну насосно-компрессорных труб опускают в скважину с расположением перфорированной части колонны на глубине среднего пропластка. Скважину промывают. Выше и ниже среднего пропластка ставят пакеры с якорями. В пропласток закачивают под давлением 42 МПа с расходом 0,8 м³/мин в объеме колонны насосно-компрессорных труб пластовую воду и в объеме 48 м³ раствор кислоты медленного действия - смесь глинокислоты, состоящей из 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного раствора плавиковой кислоты и раствора сульфатного щелока при их объемном соотношении 60: 40. Раствор кислоты медленного действия проталкивают 0,1%-ным водным раствором сульфанола в объеме колонны насосно-компрессорных труб. Не снижая давления, герметизируют скважину на устье и проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в течение времени порядка 12 ч. После этого меняют оборудование в скважине на глубинонасосное и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате приемистость пропластка возросла с 30 до 130 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность интенсификационных работ на скважине.

Claims (3)

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий выделение нефтенасыщенного пропластка, закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия избирательно в нефтенасыщенный пропласток, проталкивание раствора кислоты медленного действия и ожидание спада давления и реагирования кислоты, отличающийся тем, что при обводненности добываемой нефти более 60 % перед закачкой раствора кислоты медленного действия закачивают в объеме колонны насосно-компрессорных труб пластовую воду, промывают образующиеся при давлении разрыва поровые каналы и снижают коагуляцию раствора кислоты, после чего продукты реакции раствора кислоты и породы удаляют из призабойной зоны под давлением на устье и проводят технологическую выдержку скважины до стабилизации давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке призабойной зоны добывающей скважины продукты реакции раствора кислоты и породы удаляют обезвоженной дегазированной нефтью.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины продукты реакции раствора кислоты и породы удаляют водным раствором поверхностно-активного вещества.