способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий уплотнение перфорации, сжигание на забое порохового заряда, закачку раствора кислоты и продавливание его в призабойную зону, отличающийся тем, что при уплотнении перфорации доводят количество перфорационных отверстий до 24 - 30 на погонный метр интервала перфорации скважины, перед закачкой раствора кислоты спускают колонную насосно-компрессорных труб с пакером и струйным насосом, последний располагают выше интервала перфорации скважины, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты и продавливают его в призабойную зону при незапакерованном пакере, проводят технологическую выдержку для реакции кислотного раствора с кольматирующими элементами и породой пласта, запакеровывают пакер и осуществляют работу струйного насоса в режиме кратковременных депрессионных воздействий до вызова притока.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты и создание на забое скважины многократных мгновенных депрессий струйным насосом [1].

Известный способ обладает невысокой эффективностью очистки призабойной зоны.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий уплотнение перфорации, сжигание на забое порохового заряда и закачку раствора кислоты [2].

Известный способ сочетает в себе тепловое, механическое и химическое воздействие, однако эффективность способа невелика, поскольку кольматирующие элементы в основном остаются в призабойной зоне скважины.

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

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем уплотнение перфорации, сжигание на забое порохового заряда, закачку раствора кислоты и продавливание его в призабойную зону, согласно изобретению при уплотнении перфорации доводят количество перфорационных отверстий до 24-30 на погонный метр интервала перфорации скважины, перед закачкой раствора кислоты спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и струйным насосом, последний располагают выше интервала перфорации скважины, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты и продавливают его в призабойную зону при незапакерованном пакере, проводят технологическую выдержку для реакции кислотного раствора с кольматирующими элементами и породой пласта, запакеровывают пакер и осуществляют работу струйного насоса в режиме кратковременных депрессионных воздействий до вызова притока.

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

Остановленную для ремонта скважину дополнительно перфорируют, доводят количество перфорационных отверстий до 24-30 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. После этого спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и струйным насосом так, чтобы струйный насос находился выше интервала перфорации, и закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку для реакции кислотного раствора с кольматирующими элементами и породой пласта. Затем устанавливают пакер и осуществляют работу струйного насоса в режиме кратковременных депрессионных воздействий до вызова притока из призабойной зоны скважины. При работе струйного насоса отбирается основной объем загрязнений из призабойной зоны. После этого скважину запускают в эксплуатацию.

В качестве порохового заряда используют заряды, применяющиеся при обработках в скважинах, например, марки ПГД-БК в количестве 8-10 шашек.

В качестве кислотного раствора используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты, смесь растворов соляной и плавиковой кислоты и т.п. Объем кислотного раствора составляет 5-10 м³.

В качестве струйного насоса используют струйный насос, снабженный системой создания кратковременных депрессий, например, марок УОС-1, УСДП-1, УЭОС-1 и т.п.

Пример конкретного выполнения. В нагнетательной скважине с нулевой приемистостью глубиной 1760 м и интервалом перфорации на отметках 1730-1740 м с количеством перфорационных отверстий 12 на м проводят дополнительное перфорирование, доводя количество перфорационных отверстий до 24-30 на м интервала перфорации. На забое скважины взрывают 10 шашек порохового заряда ПГД-БК-100. После этой операции скважина имеет приемистость 40-50 м³/сут. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и струйным насосом и прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб при незапакерованном пакере 6 м³ смеси 12%-ного раствора соляной кислоты и плавиковой кислоты в соотношении 97:3 по массе и задавливают его в пласт. Проводят технологическую выдержку в течение 4 ч. Устанавливают пакер и проводят 40 кратковременных депрессионных воздействий струйным насосом, добиваясь приемистости скважины 150 м³/сут. После этого скважину оборудуют как нагнетательную и запускают в эксплуатацию.

Применение предложенного способа позволит очищать призабойную зону скважины на большом расстоянии от скважины и увеличить эффективность обработок.

Источники информации

1. Патент РФ 1668646, кл. Е 21 В 43/27, 1991.

2. Патент РФ 2095561, кл. Е 21 В 43.27, 1997 - прототип.