Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-432).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако эффективность способа невысока вследствие вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии (Патент РФ №2140531, 1999.10.27).

Известный способ позволяет извлечь за счет депрессии из призабойной зоны продукты реакции и в значительной степени избежать вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции, однако эффективность способа остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем продавку в зону продуктивного пласта раствора соляной кислоты и поверхностно-активного вещества-ПАВ, технологическую выдержку и депрессионное воздействие, в качестве указанного раствора используют раствор, полученный растворением в нагретой до 80-90°С дистиллированной воде в качестве ПАВ МЛ-81Б и высококонцентрированной соляной кислоты с доведением концентрации кислоты до 5-20%, продавку проводят при температуре указанного раствора 30-70°С в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб КНКТ до расплавления кольматирующих элементов и из расчета не менее 0,8 м³/м продуктивного пласта, продавку проводят легкой нефтью с расходом ее 24-35 м³/сут. При начальном давлении на устье КНКТ 0,8-1,5 МПа, технологическую выдержку проводят не более 2 ч, а депрессионное воздействие выполняют свабированием при запакерованном межтрубном пространстве до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Признаками изобретения являются:

1) продавка в зону продуктивного пласта раствора кислоты;

2) технологическая выдержка;

3) депрессионное воздействие;

4) использование в качестве раствора кислоты раствора, полученного растворением в нагретой до 80-90°С дистиллированной воде поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и высококонцентрированного раствора соляной кислоты с доведением кислоты до 5-20%-ной концентрации, а МЛ-81Б до 0,1-0,3%-ной концентрации;

5) продавка при температуре раствора кислоты 30-70°С;

6) то же в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб;

7) то же из расчета не менее 0,8 м³/м продуктивного пласта вне зависимости от высоты интервала перфорации;

8) продавка легкой нефтью с расходом ее 24-35 м³/сут и при начальном давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа;

9) технологическая выдержка не более 2 ч;

10) депрессионное воздействие свабированием при запакерованном межтрубном пространстве до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающих скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважин. Традиционно применяемая технология обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. Даже технология с сочетанием солянокислотной обработки и депрессионного воздействия имеет невысокую успешность и эффективность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет более полной ее очистки от кольматирующих отложений. Задача решается следующим образом.

Предварительно готовят раствор кислоты для обработки призабойной зоны скважины. В нагретой до 80-90°С дистиллированной воде растворяют поверхностно-активное вещество МЛ-81Б. Полученный раствор смешивают с высококонцентрированным раствором соляной кислоты как правило 28%-ной концентрации. Доводят кислотность получаемого раствора до рабочей концентрации 5-20% соляной кислоты и количества МЛ-81Б 0,1-0,3%. За время приготовления раствор кислоты охлаждается до температуры 30-70°С. При такой температуре раствор используют для обработки призабойной зоны скважины. Раствор используют в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб и из расчета не менее 0,8 м³/м продуктивного пласта вне зависимости от высоты интервала перфорации. За счет этого последние порции раствора поступают в призабойную зону подогретыми и помимо разъедающего действия кислоты оказывают еще и прогревающее воздействие. Продавку раствора кислоты проводят легкой нефтью. При продавке устанавливают расход 24-35 м³/сут и начальное давление на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Столь малый расход и небольшое давление способствует поступлению раствора кислоты даже в начально не принимающую скважину. При поступлении части раствора кислоты в призабойную зону расход и давление по возможности увеличивают, не допуская снижения приемистости. Технологическую выдержку проводят не более 2 ч. За это время кислота успевает прореагировать с карбонатной составляющей коллектора и увеличить проницаемость призабойной зоны. Выдержка более 2 ч. способствует образованию кольматирующих отложений, снижающих проницаемость призабойной зоны и сводящих к минимуму эффект от кислотной обработки. Кроме того, за время более 2 ч призабойная зона успевает остыть и расплавленные кольматирующие элементы могут перейти в твердое состояние.

Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа. Свабированием удаляют продукты реакции из призабойной зоны. Ограничения по депрессии на забое обусловлены давлением разгазирования нефти, ниже которого снижать забойное давление недопустимо. Свабирование выполняют при запакерованном пространстве между обсадной колонной скважины и колонной насосно-компрессорных труб, что увеличивает эффективность выноса загрязнений из призабойной зоны в скважину. После этого спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Глубина скважины 1200 м. Диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта расположен на глубинах 1171-1193 м. Интервал перфорации расположен на глубинах 1171-1178 м. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.

Готовят раствор кислоты для обработки призабойной зоны скважины. В нагретой до 85°С дистиллированной воде растворяют поверхностно-активное вещество МЛ-81Б, полученный раствор смешивают с раствором соляной кислоты 28%-ной концентрации. Доводят кислотность получаемого раствора до рабочей концентрации 12% соляной кислоты и содержания МЛ-81Б в количестве 0,2%. За время приготовления раствор кислоты охлаждается до температуры 60°. При такой температуре раствор используют для обработки призабойной зоны скважины. Раствор используют в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб, обеспечивающего удаление кольматирующих элементов и из расчета 1 м³/м продуктивного пласта вне зависимости от высоты интервала перфорации. Объем раствора кислоты составляет 22 м³. Продавку раствора кислоты проводят легкой нефтью. При продавке устанавливают расход 28 м³/сут и начальное давление на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1,0 МПа. Технологическую выдержку проводят в течение 1,5 ч. Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины 4 МПа и при запакерованном межтрубном пространстве. После этого спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

В результате дебит скважины возрос с 1 до 15 м³/сут. Обработка призабойной зоны по прототипу в аналогичных условиях приводит к эффекту до половины от достигнутого.