Способ обработки призабойной зоны скважины
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважины. Способ обработки призабойной зоны скважины включает закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества, в котором, согласно изобретению, в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества используют растворы на попутной пластовой воде, перед закачкой раствора кислоты забой скважины заполняют 3 - 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде, проводят технологическую выдержку до снижения уровня раствора кислоты, повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты, операции снижение - повышение уровня повторяют, закачивают в призабойную зону раствор кислоты и раствор поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагревательных скважин, при этом закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в прибазойной зоне скважины.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты (1). Недостатки способа заключаются в следующем: растворение глинистого цемента (породы) на контакте зерен, утолщение пленки связанной воды за счет нейтрализованного раствора соляной кислоты. Первое ослабляет механическую прочность породы, способствует ее разрушению и выносу при отборе жидкости. Второе снижает эффект увеличения проницаемости и снижает добычу нефти. Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) (2). Недостатки способа заключаются в его низкой эффективности и низкой добыче нефти ввиду того, что не достигается интенсивное снижение поверхностного натяжения на границе отработанный кислотный раствор нефть. Целью изобретения является повышение добычи нефти. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества, согласно изобретению, в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества используют растворы на попутной пластовой воде, перед закачкой раствором кислоты забой скважины заполняют 3 15% -ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде, проводят технологическую выдержку до снижения уровня раствора кислоты, повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты, операции снижение-повышение уровня повторяют, закачивают в призабойную зону раствор кислоты и раствор поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, при этом закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины. Существенные признаки: закачка в призабойную зону скважины раствора кислоты; закачка в призабойную зону скважины поверхностно-активного вещества; использование в качестве раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества растворов на попутной пластовой воде; заполнение забоя скважины перед закачкой раствора кислоты 3 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде; проведение технологической выдержки до снижения уровня раствора кислоты; повышение уровня раствора кислоты новой порцией раствора соляной кислоты; повторение операции снижение-повышение уровня; закачивание в призабойную зону раствора кислоты и раствора поверхностно-активного вещества до достижения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин; проведение закачки растворов в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины. Сущность изобретения. При добыче нефти происходит постоянное ухудшение проницаемости призабойной зоны добывающей скважины. При этом снижается дебит скважины. В предложенном способе решается задача увеличения дебита скважины за счет улучшения фильтрационных свойств и проницаемости призабойной зоны скважины. Для этого забой скважины заполняют раствором соляной кислоты и производят выдержку. Соляная кислота медленно реагирует с породой пласта и кольматирующими элементами. При этом увеличивается размер поровых каналов и разрушаются кольматирующие элементы. Появляется начальная, весьма небольшая приемистость скважины. После 4 5 циклов снижения уровня кислоты в скважине и долива кислоты приемистость становится достаточной для закачки в призабойную зону следующих химреагентов, способных повысить проницаемость призабойной зоны до необходимого уровня. Используемые для этого растворы соляной кислоты и раствор ПАВ готовят на попутной пластовой воде, чем обеспечивают средство закачиваемых растворов и пластовой жидкости, исключают набухание глин в пласте, сохраняют проницаемость. Закачку в призабойную зону чередующихся порций раствора кислоты и ПАВ производят под давлением при закрытой затрубной задвижке. Растворы проникают в призабойную зону, промывают ее и расширяют поровые каналы. При смешении кислоты и ПАВ в пластовых условиях образуются смеси разных концентраций. В зависимости от соотношения кислоты и ПАВ меняется температура помутнения ПАВ. Поскольку концентрации в пласте различны, то есть основание предполагать, что в пласте образуются смесь с температурой помутнения ПАВ, равной пластовой температуре. Такие смеси обладают повышением отмывающими свойствами и проявляют синергетический эффект. Закачку химреагентов продолжают до увеличения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. Этот показатель гарантирует необходимую проницаемость призабойной зоны для достижения рабочего дебита скважины. В случае обработки таким способом нагнетательной скважины переходят к дальнейшей ее эксплуатации закачкой рабочего агента. Возможна дальнейшая закачка кислоты и ПАВ для увеличения нефтеотдачи залежи. В случае обработки таким способом добывающей скважины производят вызов притока. При обработке призабойной зоны скважины закачку и отбор растворов производят в режиме непрекращающегося их движения, поскольку в случае остановки и непродолжительной выдержке реагентов происходит выпадение растворенных продуктов и кольматация призабойной зоны. 3 15%-ный раствор соляной кислоты для заполнения забоя скважины выбран исходя из практики обработок как наиболее оптимальный. Достижение приемистости скважины не менее 70% гарантирует необходимую степень повышения проницаемости призабойной зоны. Осуществление способа поясняется на примерах его реализации. Пример 1. Обрабатывают добывающую скважину глубиной 2730 м. Продуктивная толщина 10 м на глубине 2700 2710 м. Коллектор карбонатный. Забой скважины заполняют 3%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3 м3. Проводят технологическую задержку в течение 1 ч. Затем повышают уровень заполнением забоя через насосно-компрессорные трубы новой порцией раствора соляной кислоты в объеме 0,5 м3. Операции снижение-повышение уровня повторяют 5 раз. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3 м3 и с концентрацией 6% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде неонол в количестве 10 м3 и с концентрацией 0,05% до достижения приемистости добывающей скважины не менее 280 и м3/сут, т.е. не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, которая равна 400 м3/сут. Закачку растворов производят в режиме непрекращающегося их движения в призабойной зоне скважины. После обработки добыча нефти увеличилась на 30%Пример 2. Выполняют как пример 1. Забой скважины заполняют 6%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 2,5 м3. Проводят технологическую выдержку в течение 40 мин. Затем повышают уровень заполнением забоя новой порцией соляной кислоты в объеме 0,7 м3. Операции снижение-повышение уровня повторяют 4 раза. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты в объеме 2,7 м3 с концентрацией 15% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде сульфонол в количестве 9 м3 и с концентрацией 0,5% до достижения приемистости добывающей сквалины не менее 280 м3/сут. Добыча увеличилась на 25%
Пример 3. Обрабатывают нагнетательную скважину глубиной 2730 м. Забой скважины заполняют 15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3,5 м3. Проводят технологическую выдержку в течение 1,5 ч. Затем повышают уровень заполнением забоя новой порцией раствора соляной кислоты в объеме 0,6 м3. Операции снижение-повышение уровня повторяют 6 раз. После чего в призабойную зону закачивают раствор соляной кислоты в объеме 2,5 м с концентрацией 24% и раствор ПАВ на попутной пластовой воде ОП7 в количестве 8 м и с концентрацией 1% до достижения приемистости добывающей скважины не менее 280 м3/сут. Переходят к закачке рабочего агента попутной пластовой воды для осуществления процесса разработки залежи. В результате разработки дебит по нефти окружающих добывающих скважин увеличился на 10% Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить добычу нефти на 30%
Формула изобретения