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, имплозионное воздействие, согласно изобретению, для обработки призабойной зоны выбирают скважину на участке залежи с пониженным пластовым давлением, в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 3-6%-ный раствор в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11): 1, заполнение скважины растворителем ведут, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, после чего проводят первую технологическую выдержку в течение 12-24 ч, продавку растворителя в призабойную зону ведут в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, после чего проводят вторую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч и замену растворителя на жидкость глушения, а при имплозионном воздействии проводят термоимплозионное воздействие.

При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации.

Признаками изобретения являются:
1. промывка скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений;
2. продавка растворителя в призабойную зону скважины;
3. имплозионное воздействие;
4. для обработки призабойной зоны выбор скважины на участке залежи с пониженным пластовым давлением;
5. в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений использование 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11): 1;
6. заполнение скважины растворителем начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины;
7. первая технологическая выдержка в течение 12 - 24 ч;
8. продавка растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации;
9. вторая технологическая выдержка в течение 12 - 24 час.;
10. замена растворителя на жидкость глушения;
11. при имплозионном воздействии проведение термоимплозионного воздействия.

12. при наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации.

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 для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением. Пониженное пластовое давление необходимо, т. к. технология предусматривает заполнение скважины жидкостью малой плотности. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб ниже или на уровень нижних перфорационных отверстий. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9 - 11): 1, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины. При наличии приемистости скважины продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят первую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 12-24 ч. В результате воздействия растворителя растворяются асфальтосмолопарафиновые отложения в призабойной зоне и стволе скважины. Заменяют растворитель на жидкость глушения и проводят термоимплозионное воздействие, в результате которого растворенные асфальтосмолопарафиновые отложения удаляются из призабойной зоны в имплозионную камеру и извлекаются из скважины. Происходит очистка призабойной зоны, продуктивность скважины увеличивается.

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/см³, с кинематической вязкостью не более 60 мм²/с, с температурой застывания - 15^oC, показателем преломления 1,3882.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 3 м. Выбирают скважину для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением, равным 13 МПа (начальное пластовое давление равно 17 МПа). Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб ниже нижних перфорационных отверстий. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 5%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении 10: 1 начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины. Проводят первую технологическую выдержку в течение 24 ч. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 6 м³ (2 м³/м интервала перфорации). Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 ч.

Заменяют растворитель на жидкость глушения - воду с плотностью 1,16 г/см³. Проводят термоимплозионное воздействие с помощью имплозионного устройства, состоящего из буровой трубы и порохового заряда.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавливание растворителя в призабойную зону в объеме 2 м³/м интервала перфорации.

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%, продавливание нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в пределах 1,5- 2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки 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. Е 21 В 43/25, опублик. 1995.

2. Патент РФ N 2117145, кл. Е 21 В 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 производят промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя в призабойную зону скважины и имплозионное воздействие. Для обработки призабойной зоны выбирают скважину на участке залежи с пониженным пластовым давлением. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 3-6%-ный раствор в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1. Заполнение скважины растворителем ведут, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, после чего проводят первую технологическую выдержку в течение 12-24 ч. Продавку растворителя в призабойную зону ведут в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, после чего проводят вторую технологическую выдержку в течение 12-24 ч и замену растворителя на жидкость глушения. При имплозионном воздействии проводят термоимплозионное воздействие. При наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации. Технический результат: повышение эффективности обработки и увеличение продуктивности скважины. 1 з. п. ф-лы.

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий промывку скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя в призабойную зону скважины и имплозионное воздействие с удалением загрязнений, отличающийся тем, что для обработки призабойной зоны выбирают скважину на участке залежи с пониженным пластовым давлением, в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 3 - 6%-ный раствор в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9 - 11) : 1, заполнение скважины растворителем ведут, начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, проводят первую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч, продавку растворителя в призабойную зону ведут в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проводят вторую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч и осуществляют замену растворителя на жидкость глушения, а затем осуществляют термоимплозионное воздействие. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии приемистости скважины после заполнения растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации.