RU2278967C1 - Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2278967C1 RU2278967C1 RU2005123477/03A RU2005123477A RU2278967C1 RU 2278967 C1 RU2278967 C1 RU 2278967C1 RU 2005123477/03 A RU2005123477/03 A RU 2005123477/03A RU 2005123477 A RU2005123477 A RU 2005123477A RU 2278967 C1 RU2278967 C1 RU 2278967C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- well
- hydrochloric acid
- acid solution
- hydrofluoric
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче жидких текучих и газообразных сред из скважин и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности очистки призабойной зоны терригенного пласта. Сущность изобретения: по способу доставляют на забой скважины продавкой нефтью раствор соляной кислоты. На забое скважины устраивают ванну солянокислотного раствора. Продавливают раствор соляной кислоты в призабойную зону. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Доводят до забоя фтористоводородный раствор. В качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины.
Description
Изобретение относится к добыче жидких текучих и газообразных сред из скважин и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин.
Известен способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи, включающий закачку легких фракций переработки нефти с добавкой 0,5-1,0% маслорастворимого поверхностно-активного вещества, последующую закачку кислотной системы, продавку ее в пласт нефтью, технологическую выдержку для реагирования с породами пласта и ввода скважины в эксплуатацию (Патент РФ №2165013, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 2001.04.10).
Известный способ обладает недостаточной эффективностью при обработке призабойной зоны терригенного пласта.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку щелочного раствора, буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора. Освоение скважины производят без выдержки растворов в пласте на реагирование (Патент РФ №2110678, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 1998.05.10 - прототип).
Известный способ позволяет увеличить размеры фильтрационных каналов и, следовательно, проницаемости призабойной зоны за счет растворения минералов цемента и части скелета коллектора. Однако способ обладает недостаточной эффективностью при обработке сильно закольматированной призабойной зоны терригенного пласта.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны терригенного пласта.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающем закачку буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора и удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование, согласно изобретению, буферный раствор закачивают после солянокислотного раствора, перед закачкой солянокислотного раствора устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины, удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование проводят свабированием, в качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, после закачки фтористоводородного раствора проводят технологическую выдержку на реагирование в течение 1-2 час и осваивают скважину свабированием до расчетной продуктивности.
Признаками изобретения являются:
1) закачка буферного раствора;
2) то же, солянокислотного раствора;
3) то же, фтористоводородного раствора;
4) удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование;
5) закачка буферного раствора после солянокислотного раствора;
6) ванна солянокислотного раствора на забое скважины;
7) удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование свабированием;
8) использование в качестве фтористоводородного раствора смеси соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б;
9) после закачки фтористоводородного раствора проведение технологической выдержки на реагирование в течение 1-2 час;
10) осваивание скважины свабированием до расчетной продуктивности.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При работе скважины, вскрывшей терригенный пласт, происходит кольматация призабойной зоны пласта, что снижает продуктивность скважины. Существующие способы обработки призабойной зоны решают вопрос об очистке призабойной зоны лишь частично. Продуктивность скважины восстанавливается неполностью, а в скважинах с сильно закольматированными призабойными зонами обработка может вообще не привести к увеличению продуктивности. В предложенном способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны терригенного пласта. Задача решается следующим образом.
Очищают скважину депрессионным способом посредством желонки. При этом с забоя скважины и частично из призабойной зоны удаляются загрязнения, непрочно удерживаемые в скважине и пласте. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. На забой циркуляцией доставляют водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации (оптимально 24%-ной концентрации) в объеме 0,2-0,3 м3/м перфорированной мощности продуктивного пласта. Раствор кислоты на забой доставляют буферным раствором, в качестве которого используют нефть. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час раствора кислоты на забое скважины, т.е. устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины. Ставят пакер в межтрубном пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Продавливают при давлении 3-4 МПа на устье скважины доставленный на забой скважины объем раствора соляной кислоты. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Срывают пакер. Циркуляцией доводят до забоя фтористоводородный раствор. Ставят пакер в межтрубном пространстве. Продавливают фтористоводородный раствор в призабойную зону. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины.
В качестве фтористоводородного раствора используют смесь водных растворов соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б при следующем соотношении: соляная кислота - 14-16%, фтористоводо родная кислота - 3,5-4,5%, поверхностно-активное вещество МЛ-81 Б - 0,1-1,0%.
Препарат МЛ-81 Б производится промышленностью по ТУ 2481-007-48482528-99 и представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ разного химического строения, взятых в строго определенном соотношении. Краткая МЛ-81 Б: имеет жидкую консистенцию, плотностью 1070-1090 кг/м3, обладает средней вязкостью, темно-коричневым цветом, слабым специфическим запахом. Нетоксичен, взрыво- и пожаробезопасен, не содержит биологически жестких компонентов. Хорошо растворяется в пресной, морской и пластовой воде, образуя коллоидные растворы. Водородный показатель 1% раствора МЛ-81 Б в дистиллированной воде равен 7-9.
В результате применения способа удается не только вернуть начальную продуктивность скважины, но и превысить ее в несколько раз.
Пример конкретного выполнения
Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 6 м с терригенным коллектором. Интервал перфорации пласта составляет 4 м. В скважину спускают желонку - полую колонну насосно-компрессорных труб с клапаном на конце. Открывают клапан и заполняют внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб скважинной жидкостью. Закрывают клапан. Т.о. очищают скважину депрессионным способом посредством желонки. Поднимают желонку из скважины. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. На забой циркуляцией доставляют водный раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации в объеме 1 м3. Раствор кислоты на забой доставляют нефтью. Проводят технологическую выдержку в течение 2 час раствора кислоты на забое скважины, т.е. устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины. Ставят пакер в межтрубном пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Продавливают при давлении 3 МПа на устье скважины доставленный на забой скважины объем раствора соляной кислоты. Свабируют и отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Срывают пакер. Циркуляцией доводят до забоя фтористоводородный раствор состава: соляная кислота - 15%, фтористоводородная кислота - 4%, поверхностно-активное вещество МЛ-81Б - 0,2% в объеме 4 м3. Ставят пакер в межтрубном пространстве. Продавливают фтористоводородный раствор в призабойную зону. Проводят технологическую выдержку в течение 2 час. Свабируют и отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины.
В результате применения способа дебит скважины повысился с 2 до 5 м3/сут, т.е. на 150%. Применение способа по прототипу в сходных условиях приводит к увеличению дебита лишь на 50%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны терригенного пласта и за счет этого увеличить продуктивность скважины.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора и удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование, отличающийся тем, что буферный раствор закачивают после солянокислотного раствора, перед закачкой солянокислотного раствора устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины, удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование проводят свабированием, в качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, после закачки фтористоводородного раствора проводят технологическую выдержку на реагирование в течение 1-2 ч и осваивают скважину свабированием до расчетной продуктивности.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005123477/03A RU2278967C1 (ru) | 2005-07-25 | 2005-07-25 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005123477/03A RU2278967C1 (ru) | 2005-07-25 | 2005-07-25 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2278967C1 true RU2278967C1 (ru) | 2006-06-27 |
Family
ID=36714704
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005123477/03A RU2278967C1 (ru) | 2005-07-25 | 2005-07-25 | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2278967C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| RU2531983C1 (ru) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом |
-
2005
- 2005-07-25 RU RU2005123477/03A patent/RU2278967C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| RU2531983C1 (ru) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2520221C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2261986C1 (ru) | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
| RU2451160C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2135760C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
| RU2398960C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2451176C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2170814C2 (ru) | Способ вытеснения нефти из пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2527432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100726 |