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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойных зон нагнетательных скважин, которые были загрязнены закачкой сточных вод.
Известен способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, в котором в призабойную зону скважины закачивают окислитель, проводят первую технологическую выдержку, закачивают раствор кислоты и проводят вторую технологическую выдержку. Проводят импульсно-депрессионное воздействие с откачкой скважинной жидкости. Технический результат: повышение проницаемости призабойной зоны нагнетательной скважины, обеспечение очистки скважины и увеличение ее приемистости (Патент РФ №2143062, опубл. 20.12.1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта продуктов реакции, он содержит в качестве кислоты и поверхностно-активного вещества ПАВ ПАВ-кислотный реагент состава, мас.%: Нефтенол К 0,1-1,0, сульфаминовая кислота 1,0-10,0, лимонная кислота 0,1-1,0, ингибитор коррозии ИКУ-1 или ацетофенон, или метилэтилкетон 0,05-3,0, одноатомный или многоатомный спирт 0,0-40,0, вода - остальное, при следующем соотношении компонентов кислотного технологического раствора, мас.%: персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0, ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0, вода - остальное (Патент РФ №2283952, опубл. 20.09.2006 - прототип).
Известные технические решения решают вопрос об очистке лишь призабойной зоны и не затрагивают очистку скважины и перфорационных отверстий, что снижает эффективность очистки скважины.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки нагнетательной скважины, перфорационных отверстий и призабойной зоны.
3
3
3
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, в котором спускают в скважину гибкую трубу колтюбинга на глубину ниже интервала перфорации, закачивают по гибкой трубе колтюбинга раствор промывки, состоящий из 0,8-1,2%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в технической воде, в объеме 2-3 объемов колонны насосно-компрессорных труб и промывают зону перфорации и колонну насосно-компрессорных труб, промывают скважину 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде до «чистой воды», закачивают по гибкой трубе колтюбинга при открытой трубной задвижке раствор очистки перфорационных отверстий, состоящий из 3-5%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в 12,0-24,0%-ном водном растворе ингибированной соляной кислоты, в объеме 2-6 м, при закрытой трубной задвижке продавливают в пласт раствор очистки перфорационных отверстий в объеме гибкой трубы колтюбинга 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81 Б в технической минерализованной воде, проводят технологическую выдержку под давлением в течение 4-8 часов, стравливают давление и удаляют из скважины продукты реакции в объеме 2-4 объемов закачанного раствора, промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды», закачивают в скважину до интервала перфорации через гибкую трубу колтюбинга при открытой трубной задвижке водный раствор обработки, содержащий 3-6% сухокислоты «СК-ТК 4», 1-4% Нефтенола К марки «НК-20» и 0,025-0,05% ингибитора коррозии «ИКУ-118», закрывают трубную задвижку, продавливают раствор обработки в пласт в объеме от 1,5 до 2 м/м перфорированной толщины пласта 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде в объеме не менее объема гибкой трубы колтюбинга +1 м и не более суммарного объема раствора обработки и объема гибкой трубы колтюбинга, проводят технологическую выдержку под давлением в течение 8-24 часов, стравливают давление и удаляют продукты реакции из скважины в объеме 2-4 объемов закачанного раствора обработки и 0,08-0,12%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде, промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
Сущность изобретения
Существующие технические решения решают вопрос об очистке лишь частично. Часть решений посвящена очистке (промывке) скважины, часть - очистке перфорационных отверстий, часть - очистке призабойной зоны скважины. Применение этих решений не приводит к комплексному решению задачи, не способствует высокоэффективной очистке и скважины, и перфорационных отверстий и призабойной зоны скважины. Так, не удаленные из скважины загрязнения препятствуют очистке перфорационных отверстий, а загрязнения в перфорационных отверстиях мешают очищать призабойную зону скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки нагнетательной скважины, перфорационных отверстий и призабойной зоны. Задача решается следующим образом.
Процесс очистки распределяют на 3 этапа: очистка скважины, очистка перфорационных отверстий и очистка призабойной зоны скважины.
Очистку проводят без подъема из скважины колонны насосно-компрессорных труб. Для доставки в скважину растворов для очистки в скважину по межтрубному пространству или по колонне насосно-компрессорных труб спускают ниже интервала перфорации гибкую трубу колтюбинга колтюбинговой установки. Устье скважины герметизируют. Циркуляцией закачивают по гибкой трубе колтюбинга раствор промывки, состоящий из 0,8-1,2%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в технической воде, в объеме 2-3 объемов колонны насосно-компрессорных труб и промывают зону перфорации и колонну насосно-компрессорных труб. Для окончательного освобождения скважины от загрязнений промывают скважину 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде до «чистой воды». Чистоту воды определяют визуально по отсутствию в воде загрязняющих продуктов.
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга при открытой трубной задвижке раствор очистки перфорационных отверстий, состоящий из 3-5%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в 12,0-24,0%-ном водном растворе ингибированной соляной кислоты, в объеме 2-6 м. Закрывают трубную задвижку и при закрытой трубной задвижке продавливают в пласт раствор очистки перфорационных отверстий в объеме гибкой трубы колтюбинга. Продавку ведут 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Проводят технологическую выдержку под давлением в течение 4-8 часов. Стравливают давление и удаляют из скважины продукты реакции. Для этого отбирают из скважины жидкость в объеме 2-4 объемов закачанного раствора, создав депрессию на пласт с помощью установки нагнетания газов или азотного компрессора, промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
3
Закачивают в скважину до интервала перфорации через гибкую трубу колтюбинга при открытой трубной задвижке водный раствор обработки, содержащий 3-6% сухокислоты «СК-ТК 4», 1-4% Нефтенола К марки «НК-20» и 0,025-0,05% ингибитора коррозии «ИКУ-118». Закрывают трубную задвижку, продавливают раствор обработки в пласт в объеме от 1,5 до 2 м/м перфорированной толщины пласта. Продавку ведут 0,08-0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде в объеме не менее объема гибкой трубы колтюбинга +1 м и не более суммарного объема раствора обработки и объема гибкой трубы колтюбинга. Проводят технологическую выдержку под давлением в течение 8-24 часов. Стравливают давление. Удаляют продукты реакции из скважины. Для этого отбирают из скважины жидкость в объеме 2-4 объемов закачанного раствора обработки и 0,08-0,12%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде, создав депрессию на пласт с помощью установки нагнетания тазов или азотного компрессора. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
Добавление в соляную кислоту «Нефтенола К» марки НК-20 позволяет снизить межфазное натяжение на контакте с углеводородами, уменьшить скорость реакции соляной кислоты с породой, препятствует образованию осадков и стойких эмульсий на контакте с пластовыми флюидами и вторичному осадкообразованию. «Нефтенол К» марки НК-20 совмещается с ингибитором коррозии, содержащимся в ингибированной кислоте.
Кислотный состав на основе сухокислоты «СК-ТК 4» с добавлением Нефтенола К марки «НК-20» и ингибитора коррозии «ИКУ-118» позволяют более глубоко обработать призабойную зону нагнетательной скважины и очистить ее от загрязнений, внесенных закачкой сточных вод (в основном представленных железом).
Особенностью состава являются: низкая скорость реакции с породой, низкое значение межфазного натяжения, отсутствие вероятности образования вторичных осадков, низкая коррозионная активность, отсутствие вероятности образования эмульсий и осадков при взаимодействии с нефтью.
В результате изложенных мероприятий удается полностью очистить скважину, перфорационные отверстия и призабойную зону скважины.
Все процентные величины указаны в % по массе.
Нефтенол К марки «НК-20» представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения. Выпускается согласно ТУ 2483-065-17197708-2002.
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» представляет собой водноспиртовой раствор поверхностно-активных веществ и аминов. Выпускается согласно ТУ 2415-020-54651030-2007.
Сухокислота «СК-ТК 4» - сухокислотная композиция, представляет собой смесь органических кислот в сухом виде. Выпускается согласно ТУ 2458-005-54651030-2005.
Препарат МЛ-81Б производится промышленностью по ТУ 2481-007-48482528-99 и представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ.
Пример конкретного выполнения
3
Пример 1. Выполняют работы по очистке на нагнетательной скважине, бывшей под закачкой сточной воды и снизившей приемистость с 200 до 10 м/сут.
3
Спускают в скважину по межтрубному пространству гибкую трубу колтюбинга диаметром 38 мм на глубину 1733 м, т.е. ниже интервала перфорации. Закачивают по гибкой трубе колтюбинга раствор промывки, состоящий из 1,0%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в технической воде, в объеме 10 м, т.е. в объеме 2,5 объемов колонны насосно-компрессорных труб и промывают циркуляцией зону перфорации и колонну насосно-компрессорных труб. После этого окончательно промывают скважину 0,1%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде до «чистой воды».
3
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга при открытой трубной задвижке раствор очистки перфорационных отверстий, состоящий из 4%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в 18%-ном водном растворе ингибированной соляной кислоты, в объеме 3 м. При закрытой трубной задвижке продавливают в пласт под давлением 16,0 МПа раствор очистки перфорационных отверстий в объеме гибкой трубы колтюбинга 0,1%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Проводят технологическую выдержку под давлением 12,0 МПа в течение 6 часов. Стравливают давление и удаляют из скважины продукты реакции, создав депрессию на пласт с помощью установки нагнетания газов, в объеме 12 м, т.е. в объеме 3 объемов закачанного раствора. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
3
3
3
3
Закачивают в скважину до интервала перфорации через гибкую трубу колтюбинга при открытой трубной задвижке водный раствор обработки, содержащий 5% сухокислоты «СК-ТК 4», 3% Нефтенола К марки «НК-20» и 0,04% ингибитора коррозии «ИКУ-118». Закрывают трубную задвижку. Продавливают раствор обработки в пласт под давлением 11,0 МПа в объеме 7 м, т.е. в объеме 1,7 м/м перфорированной толщины пласта 0,1%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде в объеме 3 м, т.е. в объеме не менее объема гибкой трубы колтюбинга +1 м и не более суммарного объема раствора обработки и объема гибкой трубы колтюбинга. Проводят технологическую выдержку под давлением 11,0 МПа в течение 16 часов. Стравливают давление и удаляют продукты реакции из скважины, создав депрессию на пласт с помощью установки нагнетания газов, в объеме 30 м, т.е. в объеме 3 объемов закачанного раствора обработки и 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
В результате приемистость скважины восстанавливается до 200 м/сут.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга раствор промывки, состоящий из 0,8%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в технической воде, в объеме 10 м, т.е. в объеме 2 объемов колонны насосно-компрессорных труб и промывают циркуляцией зону перфорации и колонну насосно-компрессорных труб. После этого окончательно промывают скважину 0,08%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде до «чистой воды».
3
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга при открытой трубной задвижке раствор очистки перфорационных отверстий, состоящий из 3%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в 12%-ном водном растворе ингибированной соляной кислоты, в объеме 2 м. При закрытой трубной задвижке продавливают в пласт под давлением 12,2 МПа раствор очистки перфорационных отверстий в объеме гибкой трубы колтюбинга 0,08%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Проводят технологическую выдержку под давлением 11,0 МПа в течение 4 часов. Стравливают давление и удаляют из скважины продукты реакции в объеме 4 м, т.е. в объеме 2 объемов закачанного раствора. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
3
3
3
3
Закачивают в скважину до интервала перфорации через гибкую трубу колтюбинга при открытой трубной задвижке водный раствор обработки, содержащий 3% сухокислоты «СК-ТК4», 1% Нефтенола К марки «НК-20» и 0,025% ингибитора коррозии «ИКУ-118». Закрывают трубную задвижку. Продавливают раствор обработки в пласт под давлением 11,0 МПа в объеме 9 м, т.е. в объеме 1,5 м/м перфорированной толщины пласта 0,08%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде в объеме 3 м, т.е. в объеме не менее объема гибкой трубы колтюбинга +1 м и не более суммарного объема раствора обработки и объема гибкой трубы колтюбинга. Проводят технологическую выдержку под давлением 9,0 МПа в течение 8 часов. Стравливают давление и удаляют продукты реакции из скважины в объеме 24 м, т.е. в объеме 2 объемов закачанного раствора обработки и 0,08%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
В результате приемистость скважины восстанавливается до 190 м/сут.
Пример 3. Выполняют как пример 1.
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга раствор промывки, состоящий из 1,2%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в технической воде, в объеме 9 м, т.е. в объеме 3 объемов колонны насосно-компрессорных труб и промывают циркуляцией зону перфорации и колонну насосно-компрессорных труб. После этого окончательно промывают скважину 0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде до «чистой воды».
3
3
Закачивают по гибкой трубе колтюбинга при открытой трубной задвижке раствор очистки перфорационных отверстий, состоящий из 5%-ного раствора Нефтенола К марки «НК-20» в 24%-ном водном растворе ингибированной соляной кислоты, в объеме 6 м. При закрытой трубной задвижке продавливают в пласт под давлением 14,0 МПа раствор очистки перфорационных отверстий в объеме гибкой трубы колтюбинга 0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Проводят технологическую выдержку под давлением 12,0 МПа в течение 8 часов. Стравливают давление и удаляют из скважины продукты реакции в объеме 24 м, т.е. в объеме 4 объемов закачанного раствора. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
3
3
3
3
Закачивают в скважину до интервала перфорации через гибкую трубу колтюбинга при открытой трубной задвижке водный раствор обработки, содержащий 6% сухокислоты «СК-ТК 4», 4% Нефтенола К марки «НК-20» и 0,05% ингибитора коррозии «ИКУ-118». Закрывают трубную задвижку. Продавливают раствор обработки в пласт под давлением 11,2 МПа в объеме 12 м, т.е. в объеме 2 м/м перфорированной толщины пласта 0,12%-ным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде в объеме 3 м, т.е. в объеме не менее объема гибкой трубы колтюбинга +1 м и не более суммарного объема раствора обработки и объема гибкой трубы колтюбинга. Проводят технологическую выдержку под давлением 11,0 МПа в течение 24 часов. Стравливают давление и удаляют продукты реакции из скважины в объеме 60 м, т.е. в объеме 4 объемов закачанного раствора обработки и 0,12%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в технической минерализованной воде. Промывают скважину технической минерализованной водой до «чистой воды».
3
В результате приемистость скважины восстанавливается до 180 м/сут.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.