СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
ACID TREATMENT OF AN OIL EXPLOITATION WELL BOTTOM-HOLE AREA

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт с карбонатным коллектором.
3
Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, в котором определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью. Напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку. Выполняют свабирование. Продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м/ч при давлении на устье скважины 1-3 МПа (Патент РФ №2318999, опубл. 10.03.2008).
3
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, в котором по межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закачивают в скважину и на забой легкую нефть. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины. Закачку нефти продолжают до полной замены жидкости глушения на нефть. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачивают 0,5-1,5 м раствора соляной кислоты. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проводят технологическую выдержку в течение 2-3 ч. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу (Патент РФ №2261991, опубл. 10.10.2005 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины.
2
3
3
Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины, включающем спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки с закачкой в скважину и на забой легкой нефти, продвижение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины, закачку нефти до полной замены жидкости глушения на нефть, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, закрытие скважины, закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спуск низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачку раствора соляной кислоты, продолжение спуска и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проведение технологической выдержки в течение 2-3 ч, постепенное опускание гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачку нефти с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство, промывку скважины нефтью, извлечение из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закрытие межтрубного пространства, проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу, согласно изобретению для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью менее 0,01 мкм, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м/сут*атм, при этом непосредственно перед обработкой устанавливают режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, депрессии на пласт более и равной 5,5 МПа, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м.
Сущность изобретения
При проведении кислотных обработок призабойных зон нефтедобывающих скважин, вскрывших продуктивный пласт с карбонатным коллектором, отмечается весьма низкая успешность обработок. Изменение удельной приемистости скважин в результате обработок в подавляющем большинстве случаев является незначительным или не происходит вообще. Существующие технологии не позволяют решить эту задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Задача решается следующим образом.
2
3
3
В результате анализа успешных и неуспешных кислотных обработок нефтедобывающих скважин был отмечен целый ряд условий, при которых кислотная обработка эффективна. Для проведения успешной обработки следует выбирать скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью менее 0,01 мкм, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м/сут*атм, при этом непосредственно перед обработкой следует назначать режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, депрессии на пласт более и равной 5,5 МПа, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м.
При других условиях следует выбирать другие интенсификационные технологии, например гидроразрыв пласта, глубокопроникающую перфорацию, бурение бокового ствола скважины и пр.
Примеры конкретного выполнения
2
2
3
3
3
3
3
2
Пример 1. Выполняют солянокислотные обработки нефтедобывающих скважин нефтяной залежи со следующими характеристиками: карбонатный коллектор турнейского яруса, средняя глубина залегания 1040-1100 м, тип залежи - массивный, пластовая температура 25°С, начальное пластовое давление 10,0 МПа, лабораторные исследования по керну: пористость 7,5-24,3% (среднее значение 12,9%), проницаемость 0,00024-0,956 мкм (среднее значение 0,02 мкм), нефтенасыщенность 36,5-99,1% (среднее значение 67,2%), вязкость нефти 64,75 мПа·с, плотность нефти 0,902 г/см, плотность пластовой воды 1,12 кг/м, давление насыщения нефти газом 2,9 МПа, газосодержание - 18,44 м/т, объемный коэффициент 1,0648, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 33,49 мПа*с. Плотность пластовой нефти 0,859 г/см, сепарированной - 0,898 г/см. По содержанию серы 3% мас. нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°С составляет 52,3 мм/с.
2
3
3
Выполняют солянокислотные обработки призабойных зон нефтедобывающих скважин, вскрывших продуктивный пласт с проницаемостью менее 0,01 мкм, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м/сут*атм. При этом непосредственно перед обработкой устанавливают режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, депрессии на пласт более и равной 5,5 МПа, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м.
3
3
Для осуществления кислотной обработки призабойных зон нефтедобывающих скважин проводят спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки с закачкой в скважину и на забой легкой нефти, продвижение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины, закачку нефти до полной замены жидкости глушения на нефть, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, закрытие скважины, закачку в призабойную зону 0,5 м раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спуск низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачку 0,5 м раствора соляной кислоты, продолжение спуска и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проведение технологической выдержки в течение 2-3 ч, постепенное опускание гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачку нефти с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство, промывку скважины нефтью, извлечение из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закрытие межтрубного пространства, проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу.
В результате обработки произошло увеличение дебита нефти на 3 т/сут.
2
3
3
Пример 2. На той же залежи и по той же технологии, что и в примере 1, выполняют солянокислотные обработки призабойных зон нефтедобывающих скважин, вскрывших продуктивный пласт с проницаемостью более 0,01 мкм, пластовым давлением менее 7 МПа, коэффициентом продуктивности более 0,1 м/сут*атм. При этом непосредственно перед обработкой режим работы скважины устанавливают при забойном давлении более 1,5 МПа, депрессии на пласт менее 5,5 МПа, объем кислоты закачивают 1,2 м на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта менее 10 м.
В результате обработки произошло увеличение дебита нефти на 1,3 т/сут.
Таким образом, определенные параметры выбора скважины для обработки и предложенная технология обработки позволяют добиться увеличения удельной приемистости скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины.