СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины.

В способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающем циклическую закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты, водной смеси, содержащей серу, и удаление из призабойной зоны продуктов реакции. В качестве указанной смеси используют побочный продукт сероочистки с установки подготовки высокосернистой нефти в виде 3-6%-ной суспензии серы в воде, предварительно проводят закачку указанной суспензии через скважину до повышения давления на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, а при циклической закачке раствора соляной кислоты ведут продавку нефтью 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью, а удаление из призабойной зоны продуктов реакции производят свабированием (Патент РФ №2286446, опубл. 27.10.2006).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки 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 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. 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 (Патент РФ №2304710, опублик. 20.08.2007 - прототип).

Общим недостатком известных способов является небольшая глубина обработки и невысокая эффективность обработки.

В предложенном изобретении решается задача увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки.

Задача решается тем, что при обработке призабойной зоны скважины выполняют перфорацию интервала продуктивного пласта, продавку раствора кислоты при запакерованном межтрубном пространстве, технологическую выдержку, свабирование при запакерованном межтрубном пространстве до снижения забойного давления не менее чем на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта не менее 80 м/ч, при сниженном забойном давлении закачку в продуктивный пласт раствора кислоты с поверхностно-активным веществом, продавку технической водой в объеме 1,4-1,6 м³/м обрабатываемого интервала плотностью не менее 1,15 г/см³ на скорости порядка 1-2 л/с при начальном давлении на устье скважины 10-11 МПа, при снижении давления закачки до 8-9 МПа закачку на скорости порядка 4-5 л/с, технологическую выдержку до падения давления, технологическую выдержку для реагирования кислоты не менее 1 часа, свабирование, промывку скважины, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве технической воды используют раствор пресной или пластовой воды плотностью от 1,0 до 1,18 г/см³ с добавлением 0,1-0,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

Сущность изобретения

При обработке призабойной зоны кислотные реагенты проникают неглубоко от скважины, за счет чего эффективность обработки снижается. Существующие технические решения решают эту задачу лишь частично или не решают вообще. В предложенном изобретении решается задача увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины выполняют перфорацию интервала продуктивного пласта, продавку раствора кислоты при запакерованном межтрубном пространстве, технологическую выдержку, свабирование при запакерованном межтрубном пространстве. Свабирование ведут до снижения забойного давления не менее чем на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта при свабировании не менее 80 м/ч. Такой режим гарантирует снижение пластвого давления в околоскважинной зоне и образование каналов для прохода реагентов глубоко в продуктивный пласт. При сниженном забойном давлении, т.е. непосредственно сразу, без каких-либо перерывов выполняют закачку в продуктивный пласт раствора кислоты с поверхностно-активным веществом и продавку технической водой. Техническая вода представляет собой раствор пресной или пластовой воды плотностью от 1,0 до 1,18 г/см³ с добавлением 0,1-0,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

Поверхностно-активное вещество МЛ-81Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета. В составе содержатся водные растворы смеси анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ с массовой долей не ниже 30%. Температура кристаллизации не выше минус 30°С.

В качестве раствора кислоты с поверхностно-активным веществом может быть использована, например, кислотная композиция, так называемая «Шешма-2», где помимо плавиковой и соляной кислоты 24%-ной концентрации присутствует КУАСПО, представляющая собой смесь ароматических углеводородов и продуктов пиролиза при производстве бензина, дословно обозначает композиция по удалению асфальтосмолистых парафиновых отложений. Другой вариант раствора кислоты с поверхностно-активным веществом - это классическая кислотная композиция, состоящая из раствора плавиковой (7-9% чистой HF от общего объема) и соляной кислот (45-47% 24%-ной HCl от общего объема кислотной композиции) с добавлением либо МЛ-81Б (2% от общего объема), либо нефтенола (2-3%) и пресной воды, на которой все это затворяется (до 45%). При обычных обработках техническую воду закачивают из условия 1 м³/м обрабатываемого интервала. В данном случае в условиях сниженного забойного и пластового давления закачку технической воды проводят в увеличенном в 1,4-1,6 раза объеме. Техническую воду используют плотностью не менее 1,15 г/см³. Закачку ведут с помощью цементировочного агрегата типа ЦА-320 на минимальной скорости порядка 1-2 л/с при начальном давлении на устье скважины 10 -11 МПа. В процессе закачки давление на устье снижается до 8-9 МПа. При этом переходят на закачку на второй скорости порядка 4-5 л/с. Такой режим закачки способствует более глубокому прониканию реагентов в продуктивный пласт. После закачки всего объема технической воды проводят технологическую выдержку на спад давления и на реагирование кислоты в течение 1 - 2 часов. Осваивают скважину свабированием, промывают скважину, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины. Перфорируют скважину зарядами 3ПКО-ПП-30ГП в интервале продуктивного пласта: 1724,5-1727,5 м - 30 отверстий, 1739,5-1743 м - 35 отверстий, 1746-1748 м - 20 отверстий. После перфорации в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с двумя пакерами. Пакеры устанавливают над и под продуктивным пластом. Циркуляцией доводят до продуктивного пласта 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5,2 м³, устанавливают пакеры и продавливают технической водой в объеме 7 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 12 часов и свабируют при запакерованном межтрубном пространстве. Свабирование ведут 5 суток до снижения забойного давления на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта при свабировании 80 м/час. Непосредственно сразу без перерывов закачивают в продуктивный пласт кислотную композицию следующего состава: соляная кислота HCl 24%-ной концентрации в объеме V-1,472 м³ + повепхностно-активное вещество МЛ-81Б в объеме V-0,064 м³ + плавиковая кислота HF-70%-ной концентрации в объеме V-0,224 м³ + техническая вода плотностью 1,0 г/см³ в объеме V-1,44 м³. Всю композицию в объеме V-3,2 м³ + техническую воду плотностью 1,18 г/см³ в объеме V-2,1 м³ закачивают в продуктивный пласт при начальном давлении на устье, изменяющемся в пределах 10-11 МПа. Весь объем закачивают за 14 минут в разреженный пласт. Продавку композиции ведут технической водой. Объем технической воды назначают равным 6,5 м³, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м³. В качестве технической воды используют раствор пресной воды плотностью 1,0 г/см³ с добавлением 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Закачку начинают при давлении 10-11 МПа со скоростью 1-2 л/с. При закачке последнего м³ при снижении давления закачки до 9 МПа переключают цементировочный агрегат ЦА-320 на 2-ю передачу со скоростью 4-5 л/с. Конечное давление составило 8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 40 минут на спад давления и 1 час на реагирование кислотных реагентов в продуктивном пласте. Осваивают скважину свабированием, промывают скважину, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Объем технической воды назначают равным 6,9 м³, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м³. В качестве технической воды используют раствор пластовой воды плотностью 1,09 г/см³ с добавлением 0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Объем технической воды назначают равным 7,36 м³, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м³. В качестве технической воды используют раствор пластовой воды плотностью 1,18 г/см³ с добавлением 0,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

В результате на скважине, работавшей с дебитом 1,2 т/сут безводной нефти с динамическими уровнями на уровне 1200-1300 м (т.е. практически на приеме насоса), насос заменен на насос с увеличенным типоразмером. Скважина сейчас работает со средним дебитом 4-5 т/сут. Обводненность составляет 0%, причем динамический уровень стабильно находятся на уровне 600-700 м. При выходе режима работы скважины на максимальный с данным типоразмером насоса за счет числа качаний возможно увеличить дебит скважины до 11 т/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки.