СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
PROCEDURE FOR TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF WELL

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, согласно которому доставляют на забой скважины продавкой нефтью раствор соляной кислоты. На забое скважины устраивают ванну солянокислотного раствора. Продавливают раствор соляной кислоты в призабойную зону. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Доводят до забоя фтористоводородный раствор. В качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины (патент РФ №2278967, опублик. 27.06.2006).
Известный способ предназначен для обработки терригенного пласта и малоэффективен при воздействии на карбонатный пласт.
3
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку в зону продуктивного пласта раствора 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 м/м продуктивного пласта, продавку проводят легкой нефтью с расходом ее 24-35 м/сут и 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 (патент РФ №2280154, опублик. 20.07.2006 - прототип).
Способ предназначен для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, однако эффективность способа невелика, т.к. кислотное воздействие осуществляется фактически без прогрева околоскважинной зоны в интервале перфорации и без цикличности воздействия.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны низкопроницаемого карбонатного пласта.
3
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины спускают компоновку, состоящую снизу вверх из заглушки, хвостовика, насосно-компрессорной трубы, фильтра, насосно-компрессорных труб, пакера и колонны насосно-компрессорных труб до устья с размещением фильтра напротив интервала перфорации, доливают нефтью скважину до устья, готовят первую порцию из расчета 0,4-0,6 м на каждый метр интервала перфорации нагретой до 70-80°С смеси раствора кислоты и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, по колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке доставляют первую порцию указанной смеси на забой скважины и размещают в межтрубном пространстве продавкой нефтью до размещения всего объема порции в межтрубном пространстве от подошвы интервала перфорации вверх, закрывают трубную задвижку и проводят продавку первой порции нефтью в пласт через межтрубное пространство при давлении на устье 3-5 МПа, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2-3 часа, свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя жидкости рН 5-6 единиц, параллельно готовят вторую порцию нагретой до 70-80°С смеси раствора кислоты и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме на 15-25% больше объема первой порции, без перерывов сразу после свабирования закачивают вторую порцию с продавкой нефтью при давлении на устье 3-5 МПа, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2-3 часа и свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя жидкости рН 5-6 единиц.
Параллельно готовят третью порцию нагретой до 70-80°С смеси раствора кислоты и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме на 35-45% больше объема первой порции, без перерывов сразу после закачки второй порции, технологической выдержки и свабирования закачивают третью порцию с продавкой нефтью при давлении на устье 3-5 МПа, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2-3 часа и свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя жидкости рН 5-6 единиц.
Сущность изобретения
2
Для увеличения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов используют соляно-кислотные обработки. Однако традиционные солянокислотные обработки сложно-построенных карбонатных коллекторов с проницаемостью ниже 1 мкм оказываются недостаточно эффективными. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Задача решается следующим образом.
3
При обработке призабойной зоны скважины с карбонатным пластом скважину промывают нефтью и в скважину спускают компоновку (снизу вверх) из заглушки, хвостовика, насосно-компрессорной трубы, фильтра, колонны насосно-компрессорных труб длиной порядка 20 м, пакера и колонны насосно-компрессорных труб до устья. Фильтр (перфорированный участок трубы или труб) размещают напротив интервала перфорации. Доливают нефтью скважину до устья и готовят первую порцию кислотного состава, включающего 12-20% (по массе) раствор соляной кислоты с добавкой 0,15-0,25% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Первую порцию нагревают до 70-80°С. Объем первой порции берется из расчета 0,4-0,6 м на каждый метр интервала перфорации. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке доставляют первую порцию смеси на забой скважины и размещают в межтрубном пространстве продавкой нефтью до размещения всего объема порции в межтрубном пространстве от подошвы интервала перфорации вверх. При этом за счет того, что фильтр компоновки и перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины находятся друг напротив друга, струи нагретого кислотного раствора первой порции воздействуют на призабойную зону в интервале перфорации и прогревают ее. Размещение нагретой порции выше интервала перфорации способствует сохранению тепла и дальнейшему прогреву. Закрывают трубную задвижку и проводят продавку первой порции нефтью в пласт через межтрубное пространство при давлении на устье 3-5 МПа. Столь малое давление способствует постепенному продвижению первой порции в пласт, прогреву околоскважинной зоны пласта и более интенсивному прохождению реакции растворения карбонатной составляющей под действием раствора кислоты. Устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2-3 часа, свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя свабируемой жидкости рН-5-6 единиц. Параллельно готовят вторую порцию, нагретую до 70-80°С смеси раствора кислоты и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме на 15-25% больше первой порции. Без перерывов сразу после свабирования закачивают вторую порцию с продавкой нефтью при давлении на устье 3-5 МПа, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2-3 часа и свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя жидкости рН-5-6 единиц. Проведение операции без перерыва позволяет сохранить температуру компоновки на уровне температуры свабируемой жидкости и снизить потери тепла при закачке второй порции. При необходимости операции повторяют с увеличением объема третьей порции на 35-45% от объема первой порции.
МЛ-81Б (по ТУ 2481-007-48482528-99) представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ.
В результате в околоскважинном пространстве образуется каверна с высокой проницаемостью, проницаемость призабойной зоны существенно возрастает, что положительно сказывается на продуктивности скважины.
Пример конкретного выполнения
3
3
3
3
Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Скважиной вскрыт карбонатный пласт. Эксплуатационная колонна скважины перфорирована на глубине 1135-1144 м. Скважину промывают нефтью и в скважину спускают компоновку (снизу вверх) на трубах 2,5 дюйма, состоящую из заглушки, хвостовика, насосно-компрессорной трубы, фильтра, колонны насосно-компрессорных труб длиной 20 м, пакера и колонны насосно-компрессорных труб до устья. Фильтр (перфорированный участок трубы или труб) размещают напротив интервала перфорации, т.е. на глубине 1135-1145 м. Доливают нефтью скважину до устья и готовят первую порцию кислотного состава, включающего 15% раствор соляной кислоты с добавкой 0,20% по объему поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Первую порцию нагревают до 75°С. Объем первой порции берется из расчета 0,5 м на каждый метр интервала перфорации, т.е. в объеме 5 м. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке циркуляцией доставляют первую порцию смеси на забой скважины и размещают в межтрубном пространстве продавкой нефтью до размещения всего объема порции в межтрубном пространстве от подошвы интервала перфорации вверх. Закрывают трубную задвижку и проводят продавку первой порции нефтью в пласт через межтрубное пространство при давлении на устье 4 МПа. Устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2,5 часа, свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя свабируемой жидкости рН 6 единиц. Параллельно готовят вторую порцию смеси раствора кислоты и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме на 20% больше первой порции, т.е. в объеме 6 м. Вторую порцию нагревают до 70-80°С. Без перерывов сразу после свабирования закачивают вторую порцию с продавкой нефтью при давлении на устье 4 МПа, проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой продолжительностью 2,5 часа и свабируют до извлечения продуктов реакции и пластового флюида до достижения водородного показателя жидкости рН 6 единиц. Операции повторяют с увеличением объема третьей порции на 40% от объема первой порции, т.е. в объеме 7 м.
3
В результате дебит скважины с нулевого поднялся до 6 м/сут. безводной нефти. Применение обработки по прототипу на этой скважине не привело к увеличению дебита относительно нулевого.
3
На соседних скважинах проводят аналогичные обработки. При этом изменение порции в пределах 0,4-0,6 м на каждый метр интервала перфорации, проведение продавки при давлении на устье в пределах 3-5 МПа, проведение технологической выдержки в пределах 2-3 часа, приготовление второй порции в объеме на 15-25% больше первой порции и увеличение объема третьей порции на 35-45% от объема первой порции приводит к аналогичному результату.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны низкопроницаемого карбонатного пласта.