СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке зоны нагнетательной скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины включающий закачку в пласт раствора кислоты (1).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны скважины, однако он недостаточно эффективен вследствие небольшой величины проникновения кислоты в пласт и быстрого ее расходования на реакцию с породой и кольматирующими элементами
Известен способ обработки призабойной зоны скважины включающий сжигание порохового заряда без герметичной камеры на забое скважины (2).

Известный способ сочетает в себе тепловое, механическое и химическое воздействия, однако эффективность способа невелика, поскольку в основном воздействие сводится к ударному и тепловому эффекту, а химическое воздействие незначительно.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий сжигание на забое порохового заряда и подачу раствора кислоты (3).

Известный способ сочетает в себе тепловое, механическое и химическое воздействия, однако эффективность способа невелика вследствие недостаточно эффективного химического воздействия.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны за счет увеличения химического воздействия.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем сжигание на забое порохового заряда и закачку раствора кислоты, согласно изобретению, перед сжиганием на забое порохового заряда проводят обновление перфорации до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации, закачку раствора кислоты осуществляют при давлении закачки, близком давлению опрессовки обсадной колонны скважины, закачку раствора кислоты осуществляют порциями, при этом в первой порции закачивают раствор кислоты большой концентрации и в малом объеме, во второй порции раствор кислоты малой концентрации и в большом объеме, после чего производят закачку рабочего агента, применяющегося при разработке, с расходом 8-10 л/с в режиме: 2-4 ч закачка, 0,12-0,5 ч выдержка, до достижения необходимой приемистости скважины с последующим переходом на режим закачки рабочего агента в режиме разработки залежи.

Существенными признаками изобретения являются:
1. обновление перфорации до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации;
2. сжигание на забое порохового заряда;
3. закачка раствора кислоты;
4. закачка раствора кислоты при давлении закачки, близком давлению опрессовки обсадной колонны скважины;
5. закачка раствора кислоты порциями;
6. в первой порции закачка раствора кислоты повышенной концентрации и в малом объеме;
7. во второй порции закачка раствора кислоты малой концентрации и в большом объеме;
8. закачка рабочего агента, применяющегося при разработке с расходом 8-10 л/с в режиме 2-4 ч закачка, 0,12-0,5 ч выдержка до достижения необходимой приемистости скважины с последующим переходом на режим закачки рабочего агента в режиме разработки залежи.

Признаки 2, 3 являются общими с прототипом, признаки 1, 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При работе нагнетательных скважин происходит кольматация призабойной зоны скважины продуктами, снижающими проницаемость и приводящими к снижению приемистости скважины. В предложенном изобретении решается задача увеличения проницаемости призабойной зоны скважины и восстановление ее приемистости. Задача решается следующей совокупностью операций.

В интервале продуктивного пласта остановленной нагнетательной скважины проводят дополнительное перфорирование количеством дополнительных перфорационных отверстий до 10 на погонный метр интервала перфорации. На забое скважины сжигают пороховой заряд, выделяющий практически мгновенно большое количество газообразных веществ с высокой температурой. При этом создается давление, образующее трещины в призабойной зоне. Особенно активно эти трещины развиваются в новых перфорационных отверстиях. Помимо этого горячие газы прогревают призабойную зону скважины. Закачивают небольшой объем порядка 1,5-7 м³м интервала перфорации раствора кислоты, в основном, соляной или ее смеси с плавниковой кислотой высокой концентрации порядка 24% Кислота нагревается в скважине. Горячая кислота обладает повышенной реакционной способностью и при закачке в призабойную зону более интенсивно разрушает кольматирующие элементы и расширяет существующие и образованные при сжигании порохового заряда трещины в призабойной зоне скважины. Особенно активная при этом кислота высокой концентрации, реагирующая в наиболее закольматированной ближайшей к скважине зоне. Разрушается так называемая "корка" кольматирующих элементов. Для разрушения корки наиболее пригоден раствор кислоты высокой концентрации в небольшом объеме. В дальнейшем для расширения и углубления трещин и каналов в призабойной зоне наиболее пригодна кислота небольшой концентрации порядка 12% обладающая относительно невысокой реакционной способностью и за счет этого глубоко проникающая в призабойную зону скважины. Для глубокой обработки кислота применяется в большом объеме. Более глубокому проникновению способствует повышенное давление закачки. Наиболее целесообразно применять давление закачки, максимально допустимое по условиям скважины. Как правило, это давление лимитируется давлением опрессовки обсадной колонны скважины. На практике реально применять давление закачки, равное или несколько ниже давления опрессовки обсадной колонны. Это давление обычно бывает вдвое больше давления закачки при разработке залежи. Дальнейшая закачка рабочего агента в пульсирующем режиме способствует дополнительной очистке призабойной зоны и подготавливает скважину к закачке рабочего агента в режиме разработки залежи.

В качестве порохового заряда используют заряды, применяющиеся при обработках в скважинах, например, марок ПГД-БК-100, ПГД-БК-150.

В качестве рабочего агента используют воду, попутную пластовую воду и т. п.

Пример конкретного выполнения.

В нагнетательной скважине глубиной 2100 м обновляют перфорацию на 10 отв. м интервала перфорации. На забое сжигают пороховой заряд марки ПГД-БК-100. В призабойную зону задавливают под давлением 30 МПа (при давлении опрессовки обсадной колонны) 4 м³ 24%-ного раствора соляной кислоты, затем 20 м³ 12% -ного раствора соляной кислоты. После этого производят закачку рабочего агента, применяющегося при разработке попутной пластовой воды, с расходом 9 л/с в режиме: 3 ч закачка, 0,3 ч выдержка до достижения необходимости приемистости скважины 250 м³/сут.

Изменение режима закачки: расхода от 8 до 10 л/с, продолжительности от 2 до 4 ч закачка, от 0,12 до 0,5 ч остановка, приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит очистить призабойную зону скважины на большом расстоянии от скважины и увеличить эффективность обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины. Проводят обновление перфорации до 100 отверстий на погонный метр интервала перфорации. Сжигают на забое пороховой заряд. Закачку раствора кислоты осуществляют порциями, при этом в первой порции заканчивают раствор кислоты большой концентрации и в малом объеме, во второй порции - раствор кислоты малой концентрации и в большом объеме, давление закачки порций поддерживаю близким давлению опрессовки обсадной колонны скважины. Производят закачку рабочего агента, применяющегося при разработке, с расходом 6-10 л/с, в режиме 2-4 ч. , закачка 0,12-0,5 ч., выдержка до достижения необходимой приемистости скважины с последующим переходом на режим закачки агента в режиме разработки залежи.

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий сжигание на забое порохового заряда и закачку раствора кислоты, отличающийся тем, что перед сжиганием на забое порохового заряда проводят обновление перфорации до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации, закачку раствора кислоты осуществляют при давлении закачки, близком давлению опрессовки обсадной колонны скважины, закачку раствора кислоты осуществляют порциями, при этом в первой порции закачивают раствор кислоты большой концентрации и в малом объеме, во второй порции раствор кислоты малой концентрации и в большом объеме, после чего производят закачку рабочего агента, применяющегося при разработке с расходом 8 10 л/с в режиме: 2 4 ч закачка, 0,12 0,5 ч выдержка до достижения необходимой приемистости скважины с последующим переходом на режим закачки рабочего агента в режиме разработки залежи.