RU2304710C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины. Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Технический результат - повышение проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Description

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

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола и закачку раствора кислоты, которую проводят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, а отключение обработанных интервалов нефтекислотными эмульсиями производят после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт (Патент РФ №2144616, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.01.2000).

Способ сложен и трудно осуществим из-за неопределенности зависимости вязкости и стабильности нефтекислотной эмульсии от свойств призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину состава, содержащего ингибированную соляную кислоту, плавиковую кислоту и насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород 5,0-23,0, плавиковая кислота 2,0-10,0, насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м³ - остальное. Используется в виде закачиваемой в скважину концентрированной 70-75 об.% агрегативно устойчивой обратной эмульсии в керосине с использованием эмульгирующего компонента в виде природных пленкообразующих компонентов нефти (Патент РФ №2173776, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.09.2001).

Известная обратная эмульсия имеет малую стабильность и практически не влияет на продуктивный пласт как кислотосодержащий продукт.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть (Патент РФ №2255215, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.06.2005).

Известный способ предусматривает использование обратной нефтекислотной эмульсии повышенной плотности, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей водный раствор ингибированной соляной кислоты, проведение технологической выдержки и освоение скважины, согласно изобретению, разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером, продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, по достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки, продолжают закачку до снижения давления закачки, закрывают скважину, технологическую выдержку проводят в течение 20-30 час. при закрытой скважине, стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, промывают и осваивают скважину, при этом в качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об.%: дисперсионная среда - растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтяной скважины в призабойной зоне продуктивного пласта происходит интенсивная кольматация частицами самой разнообразной природы (закупоривание частицами раствора, миграция тонких частиц, разбухание глин, снижения относительной проницаемости, органические наслоения, неорганические наслоения, закупоривание вдавленными частицами, осаждение вторичных минералов, вынос песка). Как следствие, отмечается снижение проницаемости призабойной зоны и дебита скважины. Скопления частиц в каналах перфорации также способны частично или полностью блокировать приток жидкости к скважине. Все вышеперечисленные кольматанты при попадании в призабоиную зону обволакиваются нефтяной пленкой, смолами и асфальтенами. Существующие способы обработки призабойной зоны обратными нефтекислотными эмульсиями мало эффективны вследствие малой проникающей способности в пласт и малой эффективности воздействия на пласт. В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины ведут закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии на основе водного раствора ингибированной соляной кислоты. Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений исходя из возможностей скважины и насосного оборудования. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки и продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 20-30 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, об.%:

растворитель парафинов нефтяной (дистиллят)	40-42
эмульгатор «ЯЛАН-Э-1»	5-8
раствор соляной кислоты	50-55

При приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины смешивают дисперсионную среду, эмульгатор и раствор соляной кислоты. В качестве дисперсионной среды используют растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) (ТУ 0251-062-00151638-2006). В качестве эмульгатора - эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» (ТУ 2458-012-22657427-2000). В качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (ТУ 6-01-046-89-381-85-92).

Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» представляет собой: однородная подвижная жидкость темно коричневого цвета, с плотностью при 20°С не менее 800 кг/м³, температура застывания минус 25°С, кинематическая вязкость при 20°С не менее 4 сСт.

Растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) представляет собой: однородная подвижная жидкость от желтого до черного цвета, температура начала кипения не ниже 28°С, давление насыщенных паров не более в летний период - 66,7 кПа (в зимний период - 93,3 кПа), температура вспышки не ниже минус 39°С.

Для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии компоненты выбирают в следующем соотношении, об.%:

растворитель парафинов нефтяной (дистиллят)	40-42
эмульгатор «ЯЛАН-Э-1»	5-8
раствор соляной кислоты	50-55

При поступлении нефтекислотной эмульсии в пласт дистиллят разрушает пленку нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений на породе и механических частицах, закольматировавших поры. Кислота, входя в химическое взаимодействие с породой и механическими частицами, очищенными от пленки нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного коллектора.

Так как дистиллят (внешняя фаза эмульсии) не растворяется в воде, то и эмульсия не реагирует в водоносной части пласта. При закачке в скважину эмульсия под давлением продвигается по нефтенасыщенной части пласта и, реагируя в нем, увеличивает его проницаемость. Как следствие, увеличение проницаемости нефтенасыщенной части пласта приводит к увеличению дебита нефти из скважины. Так как эмульсия не реагирует в водоносной части пласта, то обводненность скважинной продукции уменьшится за счет увеличения добычи нефти.

Объектами для проведения данной технологии являются:

- новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти, из-за низкой проницаемости нефтенасыщенных пропластков, вследствие их загрязнения буровым раствором;

- скважины, имеющие меньший дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин, в виду сложных геологических условий (сужение нефтяного пропластка, низкая проницаемость нефтяного пропластка и т.д.)

- скважины, у которых произошло снижение дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении;

- нагнетательные скважины с низким удельным коэффициентом приемистости.

Для получения эмульсии применяют ингибированную соляную кислоту 22-24%-ной концентрации (ТУ 6-01-046-89-381-85-92), эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» (ТУ 2458-012-22657427-2000) и растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) (ТУ 0251-062-00151638-2006).

Количество эмульсии для проведения одной скважинообработки зависит от количества кислоты и рассчитывается, например, из следующего соотношения компонентов, об.%;

дистиллят	40
эмульгатор «Ялан-Э-1»	5
раствор соляной кислоты	55

Количество кислоты, как и при обычной солянокислотной обработке, выбирают из расчета 0,4-1,5 м³ на 1 м толщины пласта, в среднем, 1 м³ на 1 м.

При обработке призабойной зоны скважины поднимают глубинно-насосное оборудование, спускают перо-воронку с опрессовочным седлом на технологических насосно-компрессорных трубах, спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб на 1,5 кратное давление от допустимого, промывают скважину с допуском на забой скважины, поднимают технологические насосно-компрессорные трубы. Спускают механический скребок с шаблоном на технологических насосно-компрессорных трубах, прорабатывают интервал посадки пакера (20-30 м выше интервала перфорации) и поднимают механический скребок с шаблоном.

Спускают пакер с хвостовиком и воронкой, устанавливают воронку на нижний интервал перфорации, сажают пакер, спрессовывают обсадную колонну, убеждаются в герметичности пакера и срывают пакер.

Опрессовывают линию нагнетания на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление. При сорванном пакере через колонну насосно-компрессорных труб доводят эмульсию до верхнего интервала перфорации. Выполняют посадку пакера. Продавливают оставшийся расчетный объем эмульсии в колонну насосно-компрессорных труб. Дальнейшую продавку эмульсии в пласт производят при допустимом давлении закачки, технологической жидкостью в количестве одного объема колонны насосно-компрессорных труб плюс 0,5 м³. В процессе закачки контролируют объем закачки, давление закачки (по манометру насосного агрегата), давление в межтрубном пространстве для контроля давления на обсадную колонну.

При достижении давления на манометре до допустимого снижают производительность работы насоса. При дальнейшем росте давления закачку ведут с ожиданием падения давления. Скважину закрывают и оставляют под давлением для реагирования кислоты на 20-30 час.

Стравливают давление из колонны насосно-компрессорных труб, подбив жесткую выкидную линию к желобной системе. Срывают и поднимают пакер. Спускают перо-воронку с шаблонировкой и производят свабирование до получения жидкости с водородным показателем (рН) пластовой жидкости. Допускают перо-воронку до забоя и вымывают продукты реакции. Поднимают перо-воронку. Спускают подземное оборудование. Запускают скважину в работу.

Эффективность обработки скважины оценивается непосредственным определением дебита жидкости до и после обработки, сравнением результатов гидродинамических исследований до и после обработки скважины и продолжительностью дополнительной добычи.

Экономический эффект от применения технологии получается за счет дополнительной добычи нефти.

Пример конкретного выполнения

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины в интервале 3 м.

В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, об.%:

дистиллят	40
эмульгатор «Ялан»	5
раствор соляной кислоты	55

Рассчитывают количество эмульсии для обработки призабойной зоны скважины. Для интервала перфорации 3 м необходимо 3 м³ кислоты. Объем эмульсии равен (3 м³·100%)/55%=5,45 м³. Объем дистиллята равен (5,45 м³·40%)/100%=2,18 м³. Объем эмульгатора равен (5,45 м³·5%)/100%=0,27 м³.

Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, равных соответственно 15 МПа и 100 м³/час. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки до величины 50 м³/час. Продолжают закачку при максимально допустимом давлении 15 МПа. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, равным 5-6. Промывают и осваивают скважину.

В результате обработки дебит скважины полностью восстановился и составил первоначальное значение 6 м³/сут. (текущий дебит равнялся 1,5 м³/сут.). Обработка призабойной зоны эмульсией по прототипу в аналогичной скважине не позволила глубоко обработать призабойную зону. В результате удалось восстановить дебит с 1,5 м³/сут. до 3 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Claims (1)

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей водный раствор ингибированной соляной кислоты, проведение технологической выдержки и освоение скважины, отличающийся тем, что разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером, продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, по достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки, продолжают закачку до снижения давления закачки, закрывают скважину, технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине, стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, промывают и осваивают скважину, при этом в качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об.%:

   дисперсионная среда - растворитель   парафинов нефтяной-дистиллят 40-42 эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8 22-24%-ный водный раствор ингибированной   соляной кислоты 50-55