СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины, технологическую выдержку, вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции и повторение операций [1].

Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с частичной его продавкой в призабойную зону скважины, имплозионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции, заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины, технологическую выдержку при повторении операций после каждого заполнения интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины, его продавку нефтью в призабойную зону скважины. [2].

Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, увеличение продуктивности скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя в призабойную зону скважины нефтью, согласно изобретению для обработки призабойной зоны выбирают скважину с приемистостью не менее 30 м³/сут, в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений и раствора для обработки призабойной зоны скважины используют растворитель, состоящий из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1, при промывке заполняют эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, после чего продавливают скважинную жидкость растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спускают нагреватель в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 80-90^oC, извлекают нагреватель из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону ведут в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запускают скважину в эксплуатацию.

Признаками изобретения являются:
1. промывка скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений;
2. продавка растворителя в призабойную зону скважины;
3. заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором для обработки призабойной зоны скважины;
4. его продавка нефтью в призабойную зону скважины;
5. для обработки призабойной зоны выбор скважины с приемистостью не менее 30 м³/сут;
6. в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений и раствора для обработки призабойной зоны скважины использование растворителя, состоящего из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1;
7. при промывке заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем;
8. продавка скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем;
9. спуск нагревателя в интервал перфорации;
10. прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90^oC;
11. извлечение нагревателя из скважины;
12. продавка нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации;
13. проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч;
14. запуск скважины в эксплуатацию.

Признаки 1 - 4 являются общими с прототипом, признаки 5 - 14 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При работе нефтедобывающих скважин происходит постепенное снижение их продуктивности. В предложенном способе решается задача повышения продуктивности скважин. Задача решается следующим образом.

Выбирают скважину с приемистостью не менее 30 м³/сут. Обработка призабойной зоны скважины с приемистостью менее 30 м³/сут нецелесообразна из-за большой длительности процесса. Обработка призабойной зоны скважины при отсутствии приемистости по данной технологии не проводится. Скважину останавливают без глушения. Подземное оборудование оставляют в скважине. Заполняют эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб до глубины спуска штангового насоса растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1.

3-6%-ный раствор в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1 выпускается в соответствии с ТУ 39-12996507-ОП-001-97. Смола пиролизная тяжелая выпускается в соответствии с ТУ 38.1021256-89, дипроксамин - в соответствии с ТУ 6-14-617-76. В качестве органического растворителя используют дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов и т.п.

3-6%-ный раствор в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1 представляет собой жидкость темно-коричневого цвета, с плотностью 0,6814 г/см², с кинематической вязкостью не более 60 мм²/с, с температурой застывания -15^oC, показателем преломления 1,3882.

Затем проводят продавливание скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем. По затрубному пространству скважины спускают нагреватель в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 80-90^oC. Извлекают нагреватель из скважины и продавливают нагретый растворитель нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч для растворения в призабойной зоне и скважине асфальтосмолопарафиновых отложений. После этого включают насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате применения способа продуктивность скважины существенно увеличивается.

Пример конкретного выполнения
Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 3 м. Определяют приемистость скважины закачкой скважинной жидкости. Приемистость скважины равна 30 м³/сут. В скважине на глубине 1200 м на колонне насосно-компрессорных труб расположен штанговый глубинный насос. Прокачкой по затрубному пространству и отбором через колонну насосно-компрессорных труб проводят заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 5%-ного раствора в широкой фракции легких углеводородов смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении 10:1. Продавливают скважинную жидкость растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем. По затрубному пространству на кабеле спускают нагреватель типа НЭХС-40 РЭ в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 90^oC в течение 12 ч. Извлекают нагреватель из скважины. Продавливают нагретый растворитель нефтью в призабойную зону в объеме 6 м³ (2 м³/м интервала перфорации). Проводят технологическую выдержку при закрытой колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве в течение 24 ч. Запускают скважину в эксплуатацию. Включают насос и производят отбор продукции.

До обработки призабойной зоны дебит скважины был 7 т/сут, после обработки стал 12,5 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилась и осталась на уровне 35%.

Изменение соотношения тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в пределах (9-11): 1 и количества смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в органическом растворителе в пределах 3-6%, прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры в пределах 80-90^oC, продавливание нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в пределах 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в пределах 12 - 24 ч приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит увеличить продуктивность скважин.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Патент РФ N 2029078, кл. E 21 B 43/25, опублик. 1995.

2. Патент РФ N 2117145, кл. E 21 B 43/25, опублик. 1998 г. - прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. При обработке призабойной зоны скважины проводят промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя в призабойную зону скважины нефтью. Для обработки призабойной зоны выбирают скважину с приемистостью не менее 30 м³/сут. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют растворитель, состоящий из 3 - 6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9 - 11): 1. При промывке заполняют эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, после чего продавливают скважинную жидкость растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем. Спускают нагреватель в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 80 -90°С. Извлекают нагреватель из скважины. Продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону ведут в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запускают скважину в эксплуатацию. Технический результат: повышение эффективности обработки и увеличение продуктивности скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя в призабойную зону скважины нефтью, отличающийся тем, что для обработки призабойной зоны выбирают скважину с приемистостью не менее 30 м³/сут., в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют растворитель, состоящий из 3 - 6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9 - 11) : 1, при промывке заполняют эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, после чего продавливают скважинную жидкость растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спускают нагреватель в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 80 - 90^oС, извлекают нагреватель из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону ведут в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч и запускают скважину в эксплуатацию.