СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

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

Известен способ обработки пласта (патент РФ №2135760, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.08.1999), включающий фиксирование объема интервала обработки относительно забоя скважины, проведение закачки реагента в пульсирующем режиме (гидроимпульсную закачку): закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.

Недостатком способа является то, что способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированной призабойной зоны.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором (патент РФ №2312210, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.12.2007 - прототип), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. В скважине выполняют боковые стволы, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в указанном объеме, проводят выдержку в режиме ванны, 4-6 кратную импульсную продавку раствора в указанном режиме, выдержку, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют выдержку, отбор до 2,5 объема закачанного раствора, закачку в пласт второй порции вначале в импульсном режиме, выдержку и закачку в непрерывном режиме, выдержку, отбор до 2,5 объема закачанного раствора, закачку третьей порции вначале в импульсном режиме, выдержку, закачку в непрерывном режиме, выдержку, импульсную продавку раствора кислоты нефтью в указанном режиме, выдержку, извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки.

Основными недостатками данного способа являются низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, так как обработка производится в ближайшую к скважине призабойную зону, а удаленная зона пласта остается не охваченной воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины и увеличение продуктивности скважины за счет увеличения охвата кислотной обработкой вскрытого пласта.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающем два цикла закачки 10-15% водного раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости, содержащих каждый импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку 2,5-3,5 часа для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью, согласно изобретению импульсную закачку раствора осуществляют до 5 мин с остановками на 6-10 мин, а закачку при постоянном давлении осуществляют порциями по 2-4 м³ с выдержкой между порциями 2-4 часа, причем закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа, причем между циклами закачки раствора закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 24-26%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 1-4 м³ под давлением до 7 МПа, а в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть.

Сущность изобретения.

Существующие способы солянокислотных обработок призабойной зоны обладают недостаточной эффективностью. В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины и увеличения продуктивности скважин за счет увеличения охвата кислотной обработкой вскрытого пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Для выработки запасов нефти вокруг скважин производят обработку призабойной зоны в два цикла закачкой 10-15% раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости. Каждый цикл содержит импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью. В качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть. Производство работ осуществляется через технологическое отверстие фонтанной арматуры диаметром 42 мм с применением колтюбинговой установки «гибкая труба» диаметром 25 мм. Закачку раствора при постоянном давлении проводят цементировочным агрегатом типа ЦА-320 малой производительностью порядка 100 м³/ч и с диаметром поршней 115 мм.

Сначала проводят первый цикл закачки раствора соляной кислоты. При этом осуществляют импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа до 5 мин с остановками на 6-10 мин, что позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны породы и повышать их проницаемость.

Затем при постоянном давлении цементировочным агрегатом типа ЦА-320 малой производительностью осуществляют закачку раствора кислоты порциями по 2-4 м³ с выдержкой между порциями 2-4 ч.

Глубина проникновения рассчитывается исходя из мощности пласта и пористости по ГИС по следующей формуле:

H_прон.=π(R² _обр/4-r² _скв/4)·Н·m,

где Н_прон - глубина проникновения раствора соляной кислоты, м;

R_oбp - радиус обработки, м;

r² _скв - радиус скважины, м;

Н - мощность обрабатываемого пласта, м;

m - пористость, %.

Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа.

Выполняют технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования и извлечения продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью.

Далее определяют давление приемистости скважин. Низкое давление приемистости 1 МПа и ниже свидетельствует о необходимости выравнивания фронта приемистости скважины. При давлении приемистости ниже 1 МПа для выравнивания фронта приемистости между циклами закачки раствора закачивают нефтекислотную композицию объемом 1-4 м³ под давлением до 7 МПа. Нефтекислотная композиция содержит смесь 24 - 26% раствора соляной кислоты в нефти. Соотношение объемов кислоты и нефти составляет 60-70% на 30-40% соответственно.

Затем через 25-40 суток производят второй цикл закачки раствора соляной кислоты. После каждого цикла закачки раствора соляной кислоты производят удаление продуктов реакции свабированием.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 870 м. Продуктивный пласт перфорирован на глубинах от 840 до 850 м. Тип коллектора - карбонатный.

Скважину останавливают. Осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты при давлении 4 МПа в течение 5 мин с остановками на 10 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты порциями по 4 м³ с выдержкой между порциями 4 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью.

Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости ниже 1 МПа. Закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 24%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 4 м³ под давлением 7 МПа.

Далее осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты при давлении 4 МПа в течение 5 мин, с остановками на 10 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты порциями по 4 м³ с выдержкой между порциями 4 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

Через 20 суток останавливают скважину, через скважину осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты при давлении 4 МПа в течение 5 мин с остановками на 10 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты порциями по 4 м³ с выдержкой между порциями 4 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3,5 ч для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью.

Далее осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты при давлении 4 МПа в течение 5 мин с остановками на 10 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 10%-ного раствора соляной кислоты порциями по 4 м³ с выдержкой между порциями 4 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

В результате обработки прирост дебита скважины составил 5 т/сут.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Скважину останавливают. Осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты при давлении 3 МПа в течение 4 мин с остановками на 8 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты порциями по 3 м³ с выдержкой между порциями 3 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции эжекторной установкой с последующей очисткой забоя нефтью.

Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости ниже 1 МПа. Закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 25%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 3 м³ под давлением 6 МПа.

Далее снова осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты при давлении 3 МПа в течение 4 мин с остановками на 8 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты порциями по 3 м³ с выдержкой между порциями 3 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции эжекторной установкой с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

Через 35 суток останавливают скважину, через скважину осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты при давлении 3 МПа в течение 4 мин с остановками на 8 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты порциями по 3 м³ с выдержкой между порциями 3 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции эжекторной установкой с последующей очисткой забоя нефтью.

Далее снова осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты при давлении 3 МПа в течение 4 мин с остановками на 8 мин. Затем при постоянном давлении, равном 2 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 12%-ного раствора соляной кислоты порциями по 3 м³ с выдержкой между порциями 3 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 3 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции эжекторной установкой с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

В результате обработки прирост дебита скважины составил 6 т/сут.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Скважину останавливают. Осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1 МПа в течение 3 мин с остановками на 6 мин. Затем при постоянном давлении, равном 1,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты порциями по 2 м³ с выдержкой между порциями 2 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 2,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью.

Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости ниже 1 МПа. Закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 26%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 1 м³ под давлением 5 МПа.

Далее снова осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1 МПа в течение 3 мин с остановками на 6 мин. Затем при постоянном давлении, равном 1,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты порциями по 2 м³ с выдержкой между порциями 2 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 2,5 ч для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

Через 45 суток останавливают скважину, через скважину осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1 МПа в течение 3 мин с остановками на 6 мин. Затем при постоянном давлении, равном 1,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты порциями по 2 м³ с выдержкой между порциями 2 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 2,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью.

Далее снова осуществляют импульсную закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1 МПа в течение 3 мин с остановками на 6 мин. Затем при постоянном давлении, равном 1,5 МПа, осуществляют закачку с продавкой нефтью 15%-ного раствора соляной кислоты порциями по 2 м³ с выдержкой между порциями 2 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Выполняют технологическую выдержку 2,5 часа для реагирования. Производят извлечение продуктов реакции свабированием с последующей очисткой забоя нефтью. Скважину запускают в эксплуатацию.

В результате обработки прирост дебита скважины составил 7 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины и добиться увеличения продуктивности скважин