СПОСОБ ГАЗО-КИСЛОТНОЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3
2
3
1. Способ газо-кислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, включающий закачку химреагента через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного раствора химреагентов, отличающийся тем, что при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают в режиме циркуляции кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3-2,5 м на метр перфорированной мощности пласта, затем через 20-60 с начинают подачу газообразного нейтрального газа под давлением 100-650 кгс/см и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м/ч, причем пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:
где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
3
p - плотность жидкости, т/м,
2
g - ускорение силы тяжести, м/сек,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,
расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле:
где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,
Pmax - максимальное давление нейтрального газа, МПа,
3
ρ - плотность жидкости, т/м,
максимальное давление нейтрального газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле:
где Рmax - максимальное давление нейтрального газа, МПа,
3
ρ - плотность жидкости, т/м,
2
g - ускорение силы тяжести, м\сек,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,
L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,
hст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,
3
причем в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны, кратковременно приостанавливают закачку газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, затем после закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации, и закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, удаляют продукты реакции кислотного пенообразующего, дренируют пласт и производят освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно активным веществом в объеме равном объему затрубного пространства скважины.
2. Способ по п.1, включающий использование азота, гелия или аргона в качестве закачиваемого в объем насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа.
3
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при производстве работ на терригенных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, 2-5 мас.% плавиковой (фтористо-водородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м, остальное - вода.
3
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при производстве работ на карбонатных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м, остальное - вода.
3
3
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при производстве работ по подаче в объем насосно-компрессорной трубы скважины кислотного пенообразующего состава коэффициент аэрации (м газа/м кислотного пенообразующего состава) составляет не менее 50.