SU1138483A1

SU1138483A1 - Способ вскрыти продуктивного пласта в обсаженной скважине

Info

Publication number: SU1138483A1
Application number: SU823555167A
Authority: SU
Inventors: Григорий Алексеевич Орлов; Мунавир Хадеевич Мусабиров; Камиль Мансурович Гарифов; Борис Евлампиевич Доброскок; Якуп Ибрагимович Сулейманов; Моисей Шейликович Кендис
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1982-11-05
Filing date: 1982-11-05
Publication date: 1985-02-07

Abstract

СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ОБСАЖЕННОЙ СКВАШНЕ, включакиций закачку в скважину в интервал продуктивного пласта кислоты и последующую перфорацию скважины, о т л и- . чающийс тем, что, с целью равномерной обработки трепдановатого карбонатного пласта, неоднородного по проницаемости за счет снижени интенсивности ухода кислоты в высокопроницаемую часть пласта и упрощени технологии проведени работ, перед закачкой кислоты в скважину ее диспергируют в углеводородной жидкости в присутствии эмульгатора.

Description

СА9 СХ) 4i

00 9 Изобретение относитс к нефтегазо добьгоающей промышленности, в частнос ти к способам вскрыти продуктивных пластов в обсаженных скважинах. Известен способ вскрыти продукти ного пласта в обсаженной скважине, включающий заполнение ее в интервале перфорации и выше его обратной эмуль сией и перфорацию стенок колонны скважины Cl3. Недостатки данного способа заключаютс в том, что в услови х карбонатного трещиноватого пласта не обеспечиваетс освоение скважины без предварительной сол нокислотной o6pa ботки пласта, а также в сложности технологии проведени работ. Наиболее близким к изобретению техническим решением вл етс способ вскрыти продуктивного пласта в обса женной скважине, включающий закачку в. скважину в интервале продуктивного пласта кислоты и последующую перфора цию скважины 2 3. Недостатком известного способа вл етс неравномерна обработка трещиноватого карбонатного продуктив ного пласта, неоднородного по проницаемости из-за интенсивного ухода кислоты в высокопроницаемую часть пласта. Целью изобретени вл етс равномерна обработка трещиноватого карбонатного пласта, неоднородного по проницаемости за счет снижени интенсивности ухода кислоты в высокопроницаемую часть пласта и упрощени технологии проведени работ. Цель достигаетс тем, что согласно способу вскрыти продуктивного пласта в обсаженной скважине, включающему закачку в скважину в интервал продуктивного пласта кислоты и последующую перфорацию скважины, перед закачкой кислоты в скважину ее диспергируют в-углеводородной жидкости в присутствии эмульгатора. Способ осуществл ют следующим образом. Кислоту сол ную или сульфаминовую по известной технологии диспергируют в углеводородной жидкости нефти или дизельном топливе с раство ренным в нем эмульгатором ЭС-2. В результате получают гидрофобную кислотную эмульсию. Заполн ют скважи ну в интервале продуктивного пласта .этой эмульсией, спускают перфоратор в скважину до требуемой глубины перфорации пласта и производ т прострел обсадной колонны. В процессе перфорации обсадной колонны гидрофобна кислотна эмульси через перфорационные каналы в силу высокой своей в зкости (100500 сЦ) равномерно поступает в призабойную зону пласта. Цо мере разрушени эмульсии происходит взаимодействие кислоты с породой пласта и повы- . шение в конечном счете проницаемости пласта. Ц р и м е р 1. В скважине глубиной 1377 м продуктивный карбонатный пласт представлен трещиноватым известн ком. В скважине в интервале продуктивного пласта замен ют промьшочную жидкость на дисперсию кислоты в углеводородной жидкости (гидрофобную кислотную эмульсию ) следующего состава, об.%: нефть 29,5; сол на кислота (20%-на ) 66,5; эмульгатор (ЭС-2) 4,0. Цараметры эмульсии перед закачкой в скважину: плотность 1100 условна в зкость по ВП- 350 с, электростабильность по ИГЭР-1 120 В. Врем начала разрушени эмульсии 7-8 ч, окончание разрушени 20-22 ч. Кумул тивньй перфоратор в зону перфорации спущен без осложнений. Цосле прострела перфоратор подн т также без- осложнений. При осмотре кабел никаких повреждений от действи кислоты не установлено По истечении 22 ч после перфорации начато освоение .скважины. После 4 ч . работы компрессора скважина освоена и вьшедена на режим с дебитом 8т/сут. Цосле сн ти профил притока установ-лено ,что работающа толщина пласта 97%. Пример 2. В скважине (продуктивный пласт представлен трещиноватыми известн ками) замен ют продавочную жидкость на гидрофобную кислотную эмульсию следующего состава, об.%: дизельное топливо 76,0; раствор сульфаминовой кислоты (30%-на ) 22,9; эмульгатор 1,0. Разложение эмульсии такого состава начинаетс через 6 ч и заканчиваетс через 1720 ч. В течение этого времени идет взаимодействие кислоты с породой пласта . Врем начала разрушени эмульсии может быть снижено введением в нее известных деэмульгаторов эмульсии. Параметры эмульсии перед закачкой в скважину аналогичны параметрам об31138483

ратной эмульсии с сол ной кислотой. Применение предлагаемого способа Объем закачиваемой нефтекислотной вскрыти продуктивного пласта повысит эмульсии в скважину равен 15 м. По проницаемость приэабойной зоны пласистечении 20 ч после перфорации на- та по всей его мощности и обеспечит чато освоение скважины. После 4ч j ; сокращение сроков и стоимости освоеработы компрессора скважина освоена ни скважины и увеличение ее дебита, и выведена на режим с дебитом 7,5т/сут1 а также упростит технологию проведеРаботающа толжина пласта 95%. ни работ.

Claims

СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ, включающий закачку в скважину в интервал продуктивного пласта кислоты и последующую перфорацию скважины, о т л и- . чающийся тем, что, с целью равномерной обработки трещиноватого карбонатного пласта, неоднородного по проницаемости за счет снижения интенсивности ухода кислоты в высоко проницаемую часть пласта и упрощения технологии проведения работ, перед закачкой кислоты в скважину ее диспергируют в углеводородной жидкости в присутствии эмульгатора.

1 1138483