СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/27 E21B43/18 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины в карбонатном коллекторе.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты (Ш.К.Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974, с.420-432).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако эффективность способа невысока вследствие вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии (Патент РФ №2140531, опубл. 1999.10.27 - прототип).

Известный способ позволяет извлечь за счет депрессии из призабойной зоны продукты реакции и в значительной степени избежать вторичной кольматации призабойной зоны продуктами реакции, однако эффективность способа остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, технологическую выдержку и депрессионное воздействие, согласно изобретению предварительно скважину оборудуют заглушенной снизу колонной насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м, циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства, перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб, продавку раствора кислоты в зону продуктивного пласта ведут через затрубное пространство, продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер, повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа, операции прокачки и продавки повторяют, при выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты, производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта, технологическую выдержку проводят в течение 1-2 ч для реагирования кислоты, а депрессионное воздействие выполняют по колонне насосно-компрессорных труб свабированием с интенсивностью 70-100 м³/сут, затем в течение 24-48 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос и запускают скважину в эксплуатацию.

Признаками изобретения являются:

1. продавка в зону продуктивного пласта раствора кислоты;

2. технологическая выдержка;

3. депрессионное воздействие;

4. оборудование скважины заглушенной снизу колонной насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м;

5. прокачка циркуляцией через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства;

6. перекрытие на устье скважины колонны насосно-компрессорных труб;

7. продавка раствора кислоты в зону продуктивного пласта через затрубное пространство;

8. продавка в продуктивный пласт 10-15%-ного раствора соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа;

9. открытие на устье скважины колонны насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачка через скважину 10-15%-ного раствора соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер;

10. повторно перекрытие на устье скважины колонны насосно-компрессорных труб;

11. через затрубное пространство продавка в продуктивный пласт 10-15%-ного раствора соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа;

12. повторение операций прокачки и продавки;

13. при выполнении последней операции продавка легкой нефтью всего оставшегося количества кислоты;

14. посадка пакера выше интервала продуктивного пласта;

15. технологическая выдержка в течение 1-2 ч для реагирования кислоты;

16. выполнение депрессионного воздействия по колонне насосно-компрессорных труб свабированием с интенсивностью 70-100 м³/сут;

17. в течение 24-48 ч подъем из скважины подземного оборудования, спуск винтового насоса и запуск скважины в эксплуатацию.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающих скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважин. Традиционно применяемая технология обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. Даже технология с сочетанием солянокислотной обработки и депрессионного воздействия имеет невысокую успешность и эффективность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет более полной ее очистки от кольматирующих отложений. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины скважину оборудуют следующим образом. Спускают в скважину заглушенную снизу колонну насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м. Далее циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты (предпочтительно 12%-ный раствор) в объеме 10-20 объемов затрубного пространства. Таким образом промывают скважину, перфорационные отверстия и частично призабойную зону. Перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты (предпочтительно 12%-ный раствор) легкой (девонской) нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. При промывке и продавке раствора кислоты происходит движение вверх-вниз и за счет этого более полное воздействие на продуктивный пласт. При продавке под давлением 0,8-1,2 МПа и малой производительности порядка 24-35 м³/сут происходит более полное воздействие на весь интервал продуктивного пласта, тогда как при большом давлении и большой производительности происходит выборочное воздействие в наиболее проницаемой части.

Открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер. Повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. Операции прокачки и продавки повторяют. При выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты. Производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 ч для реагирования кислоты. Уменьшение технологической выдержки на ожидание реагирования кислоты до 1-2 ч и последующее свабирование при посаженном пакере приводит к более быстрому выносу продуктов реакции. Затем по колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование с интенсивностью 70-100 м³/сут. В течение 24-48 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос и запускают скважину в эксплуатацию. Подъем из скважины подземного оборудования, спуск винтового насоса и запуск скважины в эксплуатацию в течение времени, ограниченного 24-48 ч, способствует сохранению достигнутой продуктивности скважины, а использование винтового насоса вызывает вибровоздействие на продуктивный пласт и также приводит к дополнительной его очистке.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Глубина скважины 1200 м. Диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта расположен на глубинах 1171-1193 м. В скважину спускают заглушенную снизу колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с фильтровым патрубком высотой 3 м и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 3 м. Циркуляцией прокачивают через скважину 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 15 объемов затрубного пространства (0,3 м³). Перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 12%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью вязкостью 15 сСт с расходом 24 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1 МПа в объеме 0,3 м³. Открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 15 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер. Повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 12%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1 МПа в объеме 0,3 м³. Операции прокачки и продавки повторяют. При выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты. Производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта на 6-8 м. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования кислоты. По колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование с интенсивностью 100 м³/сут. В течение 24 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос марки ЭВНТ-5А-2S-1000 и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины возрос с 1,1 до 10 м³/сут. Обработка призабойной зоны по прототипу в аналогичных условиях приводит к эффекту до половины от достигнутого.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины в карбонатном коллекторе. Обеспечивает повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины. Сущность изобретения: при обработке призабойной зоны скважины ведут спуск в скважину заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м. Циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства. Перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. Открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер. Повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. Операции прокачки и продавки повторяют. При выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты. Производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 ч для реагирования кислоты. По колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование с интенсивностью 70-100 м³/сут. В течение 24-48 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос и запускают скважину в эксплуатацию.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты, технологическую выдержку и депрессионное воздействие, отличающийся тем, что предварительно скважину оборудуют заглушенной снизу колонной насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м, циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства, перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб, продавку раствора кислоты в зону продуктивного пласта ведут через затрубное пространство, продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут. и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер, повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут. и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа, операции прокачки и продавки повторяют, при выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты, производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта, технологическую выдержку проводят в течение 1-2 ч для реагирования кислоты, а депрессионное воздействие выполняют по колонне насосно-компрессорных труб свабированием с интенсивностью 70-100 м³/сут., затем в течение 24-48 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос и запускают скважину в эксплуатацию.