Способ обработки призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой. Обеспечивает повышение продуктивности скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью за счет обеспечения закачки технологического раствора в призабойную зону. Сущность изобретения: по способу при давлении ниже давления разрыва пласта определяют расход, при котором скважина начинает принимать. При таком расходе закачивают часть технологического раствора - раствора соляной кислоты. Затем увеличивают расход и уменьшают давление до предела, при котором скважина продолжает принимать, и закачивают оставшуюся часть технологического раствора.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью.

Известен способ гидроразрыва нефтяного пласта, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия со скоростью закачки 0,8-1,5 м³/мин (патент РФ №2156356, опубл. 2000.09.20).

Известный способ позволяет закачать в непринимающую скважину (с нулевой приемистостью) объем реагента и за счет этого ее освоить. Однако способ предусматривает разрыв пласта, что наносит ограничения на применение способа. В большинстве скважин такой разрыв приводит к соединению продуктивных пластов с обводненными горизонтами, следствием чего является резкое обводнение добываемой продукции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ реагентной обработки прискважинной зоны, включающий закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями. При закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины - отношение расхода закачки технологического раствора к давлению закачки. После этого через каждые 20-40 мин обработки производят закачку равных порций технологического раствора в пласт объемом 5-10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт. При каждой закачке порции технологического раствора определяют коэффициент приемистости скважины. Обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины. Техническим результатом является увеличение продуктивности скважин путем полного удаления кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт (патент РФ №2182657, опубл. 2002.05.20 - прототип).

Известный способ предполагает наличие приемистости скважины, достаточной для закачки технологического раствора обычно применяемым оборудованием, на обычных режимах закачки по давлению и расходу. Однако на скважинах с нулевой или близкой к нулевой приемистостью применение обычных режимов закачки не приводит к поступлению технологического раствора в призабойную зону. При приемистости, близкой к нулевой, применение высокопроизводительных насосов, способных подавать в скважину большой объем под большим давлением, приводит к полной потере приемистости и невозможности освоить скважину.

В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью за счет обеспечения закачки технологического раствора в призабойную зону.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью ведут определение расхода, при котором скважина начинает принимать при давлении ниже давления разрыва пласта, при таком расходе проводят закачку части технологического раствора, затем увеличивают расход и уменьшают давление до предела, при котором скважина продолжает принимать, и закачивают оставшуюся часть технологического раствора.

Сущность изобретения

При обработке призабойной зоны скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью возникает проблема закачки технологического раствора. Существующие технологии для своей реализации предполагают наличие рабочей приемистости ориентировочно более 30 м³/сут или создание давления закачки более давления разрыва пласта. Освоение скважин с приемистостью до 30 м³/сут вызывает большие затруднения вследствие того, что такие скважины не принимают технологические растворы, закачиваемые с большим расходом и под большим давлением. Приемистость скважины при этом полностью исчезает. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью за счет обеспечения закачки технологического раствора в призабойную зону.

Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью было замечено, что обычно применяемые режимы закачки с давлением порядка 10-15 МПа и расходом в пределах 160-450 м³/сут приводят к обратному явлению, т.е. к полной потере приемистости. Скважина как бы закрывается и перестает принимать технологический раствор. Увеличение давления вплоть до давления разрыва пласта не приводит к появлению приемистости. Было предложено сохранить рабочее давление закачки порядка 10-15 МПа на устье скважины и снизить расход до минимально возможных значений порядка 25-30 м³/сут, исходя из возможностей насосного оборудования. Применение такого режима позволило сохранить имеющуюся минимальную приемистость и закачать в призабойную зону скважины часть технологического раствора. После закачки части технологического раствора на таком режиме приемистость скважины несколько возрастала, что позволило увеличить расход до 30-60 м³/сут и уменьшить давление закачки до предела, при котором скважина продолжает принимать, т.е. до 6-10 МПа, и закачать оставшуюся часть технологического раствора.

Применение установленных режимов позволило освоить скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины глубиной 1800 м. При закачке 12%-ного раствора соляной кислоты под давлением 12 МПа и расходе 168 м³/сут была получена нулевая приемистость. Увеличение давления до 18 МПа не привело к появлению приемистости. Поднимают давление в скважине при производительности 30 м³/сут. При давлении 12 МПа скважина начала принимать. Закачивают 1 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины с расходом 30 м³/сут. После этого приемистость скважины возросла. Переходят на закачку с расходом 50 м³/сут при давлении 10 МПа и закачивают 3 м³ раствора. Проводят заключительные операции по освоению скважины.

В результате обработки появился приток нефти из скважины. Дебит нефти возрос от 0 до 2 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить продуктивность скважины с нулевой или близкой к нулевой приемистостью.

Способ обработки призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой, включающий определение расхода, при котором скважина начинает принимать при давлении ниже давления разрыва пласта, при таком расходе проводят закачку части технологического раствора - раствора соляной кислоты, затем увеличивают расход и уменьшают давление до предела, при котором скважина продолжает принимать, и закачивают оставшуюся часть технологического раствора.