СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны пласта.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку растворителя и кислотного раствора (Авторское свидетельство СССР №1652520, опубл. 30.05.1991).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, сущность изобретения которого сводится к последовательной закачке в нефтяной пласт оторочки растворителя для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) и кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту и/или соляную кислоту и реагент Катапин КИ-1, при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5:1 соответственно. В качестве растворителя используется растворитель или смесь растворителей, способных растворять АСПО конкретного месторождения. Кислотный раствор содержит фторсодержащую смесь и реагент КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: фторсодержащая смесь 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5. Фторсодержащая смесь содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода. Повышается эффективность кислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин (Патент РФ №2117150, опубл. 10.08.1998 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку растворителя АСПО и водного раствора кислоты, согласно изобретению разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.
Сущность изобретения
В процессе эксплуатации скважины состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышение эффективности эксплуатации скважины является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны и продуктивного пласта, в частности его фильтрационно-емкостных характеристик. Одним из причин снижения продуктивности нефтяных скважин, связанных со снижением нефтепроницаемости коллекторов является загрязнение призабойной зоны и самого пласта высокомолекулярными асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) нефти. Общим недостатком известных способов очистки ПЗП является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта. Задача решается следующим образом.
Проводят обработку призабойной зоны пласта. Разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации. Закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа. Проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя используют МИА-пром, в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.
3
Растворитель МИА-пром представляет собой композиционную смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки, соответствует ТУ 2458-011-27913102-2001. Представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей, плотность не менее 750 кг/м, с температурой начала кипения не ниже 33°C и температурой конца кипения не выше 300°C.
3
Кислотный состав ИТПС-РС - смесь ингибированной соляной кислоты и активных добавок, соответствует ТУ 2458-193-83459339-2009. Представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода 10-15%, плотность 1,011-1,124 г/см, температура застывания минус 20°C.
Поверхностно-активный кислотный состав ПАКС включает (мас.%) 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество типа МЛ-81Б, ФЛЭК-2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации - 3. ПАКС выпускается в соответствии с ТУ 2458-156-00147588-2007 и представляет собой прозрачную жидкость от сетло-коричневого до темно-коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода - 20-22%, межфазное натяжение на границе с нефтью не более 0,15 мН/м, температура застывания - минус 25°C.
Механизм действия растворителя основан на очистке порового пространства призабойной зоны и пласта от органических высокомолекулярных АСПО, что позволяет усилить кислотное воздействие с поверхностью породы и увеличить глубину проникновения кислотного состава в пласт.
За счет данного способа достигается транспортирование кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивает область дренирования скважины.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны пласта в нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Скважиной вскрыт Башкирский ярус на отметках 1108-1464 м.
3
На глубине 1240 м устанавливают пакер ПРО-ЯМО, на глубине 1170 м устанавливают пакер ПРО ШМС. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с максимально возможным расходом 3,5 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,36:0,04:0,60 в объеме 7,0 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.
3
3
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3,5 л/с ПАКС в объеме 30,0 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,64 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Осваивают скважину свабированием.
3
3
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7 м/сут, по нефти - 6,1 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.
3
Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,34:0,03:0,63 в объеме 6,9 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.
3
3
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с ПАКС в объеме 31,0 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,60 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Осваивают скважину свабированием.
3
3
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,1 м/сут, по нефти - 6,2 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза
3
Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,38:0,05:0,57 в объеме 7,1 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.
3
3
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с ПАКС в объеме 29,0 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,70 м при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 2,5 часов. Осваивают скважину свабированием.
3
3
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,0 м/сут, по нефти - 6,0 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.