способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий размещение в интервале перфорации металлического магния и продавки раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что перед размещением в интервале перфорации металлического магния и продавки раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины продавливают обратную нефтяную эмульсию, соотношение между раствором соляной кислоты и магнием устанавливают выше стехиометрического, продавку раствора соляной кислоты ведут при постепенном снижении давления продавки, затем промывают скважину горячей нефтью.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты [1].

Известный способ недостаточно эффективен и не приводит к значительному выравниванию проницаемостей интервалов пласта и увеличению проницаемости низкопроницаемых пропластков.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий размещение в интервале перфорации металлического магния и прокачки через него раствора соляной кислоты [2].

Известный способ приводит к повышению продуктивности скважины за счет увеличения проницаемости высокопроницаемых зон, однако он не приводит к выравниванию профиля поглощения скважины, не позволяет изолировать промытые зоны, а следовательно, не позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые зоны залежи.

В изобретении решается задача выравнивания профиля поглощения нагнетательной скважины, т.е. выравнивание проницаемостей низко- и высокопроницаемых зон.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем размещение в интервале перфорации металлического магния и продавки раствора соляной кислоты, согласно изобретению перед размещением в интервале перфорации металлического магния и продавки раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины продавливают обратную нефтяную эмульсию, соотношение между раствором соляной кислоты и магнием устанавливают выше стехиометрического, продавку раствора соляной кислоты ведут при постепенном снижении давления продавки, затем промывают скважину горячей нефтью.

При добыче происходит поступление нефти преимущественно из высокопроницаемых интервалов пласта. По мере их выработки происходит обводнение добывающей продукции. Задача выравнивания профиля приемистости добывающей скважины решается в данном изобретении.

В скважину закачивают обратную нефтяную эмульсию, которая вследствие высокой вязкости поступает преимущественно в высокопроницаемые промытые интервалы. Поры высокопроницаемой зоны пласта оказываются закольматированными. В результате проницаемость высокопроницаемой зоны снижается. На забое скважины размещают контейнер с магнием. При прохождении раствора кислоты сквозь частицы магния происходит реакция образования хлорида магния, сопровождающаяся выделением большого количества тепла и разогревом раствора кислоты. Соотношение между раствором соляной кислоты и магнием используют выше стехиометрического. При продавке нагретого раствора кислоты вследствие его высокой подвижности и вследствие того, что высокопроницаемые зоны, в основном, заполнены раствором полиакриламида, раствор кислоты проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, разрушает там кольматирующие элементы, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существующие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается, выравнивается профиль приемистости скважины. Продавку раствора соляной кислоты ведут при постепенном снижении давления продавки. При этом достигается более равномерный охват воздействием низкопроницаемых зон пласта. Промывка скважины горячей нефтью способствует выносу из скважины разогретых и расплавленных кольматирующих соединений и загрязнений и способствует более полной очистке скважины.

Способ осуществляют следующим образом. В призабойную зону скважины продавливают обратную нефтяную эмульсию. Размещают в интервале перфорации металлический магний. Для этого на конце спускаемой в скважину колонны насосно-компрессорных труб размещают контейнер с гранулами металлического магния. Для прохождения реакции между раствором соляной кислоты и магнием и нагрева раствора соляной кислоты прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб раствор соляной кислоты. Ведут продавку нагретого раствора соляной кислоты при постепенном снижении давления продавки. После этого скважину промывают горячей нефтью с температурой 80-120^oС в объеме не менее объема скважины. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с контейнером, спускают колонну насосно-компрессорных труб с насосом и запускают скважину в эксплуатацию.

Раствор соляной кислоты используют в большем объеме, чем при стехиометрическом соотношении кислоты и магния. При этом часть кислоты расходуется на реакцию с магнием, а нагретая часть кислоты - для обработки призабойной зоны скважины. Раствор соляной кислоты может содержать плавиковую кислоту.

В качестве обратной нефтяной эмульсии используют смесь нефти, воды и эмульгатора в соотношении 40:59:1.

Пример. Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины глубиной 1150 м. В скважину закачивают на забой и продавливают в призабойную зону обратную нефтяную эмульсию в объеме 15 м³. До забоя скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с контейнером, содержащим гранулированный магний в количестве 50 кг. По колонне насосно-компрессорных труб с контейнером прокачивают раствор соляной кислоты. Происходит реакция между магнием и кислотой с разогревом избытка кислоты. Нагретый раствор соляной кислоты в объеме 16 м³ продавливают в призабойную зону при начальном давлении 8 МПа и конечном давлении 6 МПа на устье скважины. Скважину промывают нефтью с температурой 100^oС в объеме 50 м³ (объем скважины составляет 20 м³).

Снимают профиль притока. Испытания показывают, что до обработки из 60% продуктивного пласта поступала нефть, после обработки - из 80%. Обводненность добываемой продукции снизилась на 16%.

Применение способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины, выровнять профиль притока и вовлечь в разработку ранее невовлекаемые запасы залежи.

Источники информации

1. Патент РФ N 2004783, кл. Е 21 В 43/27, 1993.

2. Авторское свидетельство СССР N 1657628, кл. Е 21 В 43/24, 1991.