Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа
METHOD OF TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF WELLS IN ORDER TO INTENSIFY OIL AND GAS PRODUCTION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей 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, МПК Е21В 43/27, опубл. 2000.01.20, Бюл. №2).
Недостатком способа является сложность и трудно осуществимость из-за неопределенности зависимости вязкости и стабильности нефтекислотной эмульсии от свойств призабойной зоны скважины.
Известен 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, МПК Е21В 43/27, опубл. 2005.06.27, Бюл. №18).
Недостатком способа является то, что обратная эмульсия имеет малую стабильность и практически не влияет на продуктивный пласт как кислотосодержащий продукт.
3
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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/м 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/м - 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, МПК Е21В 43/27, опубл. 2001.09.20, Бюл. №26).
Недостатком известного способа является 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.
Обработка призабойной зоны скважины, включающая последовательную закачку в призабойную зону пласта углеводородных растворителей и технологических растворов с кислотой, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной около скважинной зоне с промежуточным дренированием закаченных составов при помощи спущенного ГНО.
Перед закачкой технологических растворов в добывающей скважине, производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислотой, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.
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 призабойную зону обволакиваются нефтяной пленкой, смолами и асфальтенами. Существующие способы обработки призабойной зоны трудозатратны вследствие необходимости подъема глубинно насосного оборудования с привлечением бригады подземного ремонта скважины. В предложенном изобретении решается задача эффективного проведения обработки призабойной зоны пласта, без подъема глубинно насосного оборудования. Задача решается следующим образом.
В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.
Обработка призабойной зоны скважины, включающая последовательную закачку в призабойную зону пласта углеводородных растворителей и технологических растворов с кислот, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной около скважинной зоне с промежуточным дренированием закаченных составов при помощи спущенного ГНО.
Перед закачкой технологических растворов в добывающей скважине, производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.
Растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) представляет собой: однородную 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.
При поступлении растворителя парафинов нефтяного в пласт происходит разрушение пленки нефти и асфальто-смоло-парафиновых отложений на породе и механических частицах, закольматировавших поры. Далее дренирование дистиллята в призабойной зоне способствует лучшему отмыванию породы от отложений АСПО и пленки нефти, для лучшего взаимодействия кислотного раствора с породой.
Кислота, входя в химическое взаимодействие с породой и механическими частицами, очищенными от пленки нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного коллектора.
Как следствие, увеличение проницаемости нефтенасыщенной части пласта приводит к увеличению дебита нефти из скважины.
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.
3
3
Количество кислотных растворов расcчитывается, как и при обычной соляно-кислотной обработке, выбирают из расчета 0,4-1,5 м на 1 м толщины пласта, в среднем, 1 м на 1 м.
При обработке призабойной зоны скважины производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.
Методика расчета необходимого количества нефтяного растворителя.
Последовательность выполнения расчетов необходимого количества реагентов.
3
Объем растворителя - Vк, м, необходимый для проведения обработки вычисляют по формуле:
oбp
pac
Vк=h*g
обр
где h - мощность интервала перфорации пласта, м.
pac
3
g - удельный расход растворителя на 1 погонный метр обрабатываемого интервала, м/м.
pac
3
Удельный расход растворителя g, м/м, рассчитывается по следующей формуле.
pac
2
g=π×(R-r)×k,
pac
где g - удельный расход растворителя на 1 м перфорации;
R - радиус обработки призабойной зоны пласта;
r - радиус эксплуатационной колонны скважины;
k - пористость скважины.
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.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.