способ воздействия на призабойную зону скважины

Формула изобретения

1. Способ воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, первую технологическую выдержку, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие, отличающийся тем, что в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75) : (25-75), первую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа, вторую технологическую выдержку проводят в течение 6-10 ч.

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.

Описание изобретения к патенту

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, имплозионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции и повторение операций [1].

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

Известен 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.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на призабойную зону скважины, включающий промывку скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений - 3-6%-ным раствором в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1, заполнение скважины растворителем начиная от нижних перфорационных отверстий до устья скважины, первую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч, продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, вторую технологическую выдержку в течение 12 - 24 ч, замену растворителя на жидкость глушения и термоимплозионное воздействие. При наличии приемистости скважины проводят продавку растворителя в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации.

Известный способ недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин, особенно в карбонатном коллекторе.

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

Задача решается тем, что в способе воздействия на призабойную зону скважины, включающем заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, первую технологическую выдержку, продавку растворителя в призабойную зону скважины, вторую технологическую выдержку, замену растворителя на жидкость глушения и имплозионное воздействие, согласно изобретению в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75):(25-75), первую технологическую выдержку проводят в течение 6 - 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа, вторую технологическую выдержку проводят в течение 6 - 10 ч.

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. заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений;

2. первая технологическая выдержка;

3. продавка растворителя в призабойную зону скважины;

4. вторая технологическая выдержка;

5. замена растворителя на жидкость глушения;

6. имплозионное воздействие;

7. использование в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 4-6%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75): (25-75);

8. первая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;

9. то же при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа;

10. вторая технологическая выдержка в течение 6 - 10 ч;

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

Признаки 1 - 6 являются общими с прототипом, признаки 7 - 10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 11 является частным признаком 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 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-компрессионных труб ниже или на уровень нижних перфорационных отверстий. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений.

При наличии приемистости скважины продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. При отсутствии приемистости проводят первую технологическую выдержку в течение 6 - 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 6 - 10 ч. В результате воздействия растворителя растворяются асфальтосмолопарафиновые отложения в призабойной зоне и стволе скважины. Заменяют растворитель на жидкость глушения и проводят имплозионное 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.

В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе (25-75):(25-75).

Содержание в бензиновой фракции предельных углеводородов нормального и изостроения с числом углеродных атомов C₄ составляет 6,66 - 17,4 мас.% и C₅ составляет 18,45 - 29,8 мас.%. Температура кипения бензиновой фракции составляет 30 - 180^oC. В качестве бензиновой фракции используют рафинат каталитического риформинга для пиролиза, имеющий техническое название - сырье для пиролиза по ТУ 38.402-62-120-90, или фракцию прямогонного бензина, имеющую техническое название - "реагент К-2", с температурой кипения 20 - 175^oC согласно техническим требованиям на реагент К-2 - фракцию прямогонного бензина из стабилизационной колонны.

Продукт органического синтеза на основе ароматических углеводородов представляет собой легкую пиролизную смолу или этилбензольную фракцию.

Смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) представляют собой жидкости от светло-желтого до светло-коричневого цвета с плотностью 820-890 кг/м³ и температурой застывания -60^oC.

Применение смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) повышает отмывающие свойства. В сочетании с подобранными режимами технологических выдержек и продавок это приводит к повышению степени очистки призабойной зоны скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Обрабатывают призабойную зону добывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей пласт толщиной 3 м. Выбирают скважину для обработки на участке залежи с пониженным пластовым давлением, равным 14 МПа (начальное пластовое давление равно 17 МПа). Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и заполняют скважину растворителем от забоя до устья скважины. Заполняют скважину растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, состоящим из 5%-ного раствора в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов, при их соотношении по массе 50:50. Проводят первую технологическую выдержку в течение 8 ч. Продавливают растворитель в призабойную зону в объеме 6 м³ (2 м³/м интервала перфорации). Проводят вторую технологическую выдержку в течение 8 ч. Заменяют растворитель на жидкость глушения - воду с плотностью 1,16 г/см³. Проводят имплозионное воздействие с помощью имплозионного устройства, состоящего из буровой трубы и клапанов в объеме 0,02 м³.

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 5 - 6 т/сут, после обработки стал 12 - 14 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилось и осталась на уровне 35%.

Изменение соотношения смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе (25-75):(25-75) в нефти в пределах от 4 до 6%, проведение первой технологической выдержки в пределах от 6 до 10 ч при начально установленном давлении на устье скважины в пределах от 2,5 до 3,5 МПа, проведение второй технологической выдержки в пределах от 6 до 10 ч и продавка растворителя в призабойную зону в объеме от 1,5 до 2,5 м³/м интервала перфорации приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит увеличить продуктивность скважин.

Источники информации, принятые по 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.

3. Патент РФ N 21476329, кл. E 21 B 43/25, опублик. 10.03.2000 в БИ N 7 за 2000 г. - прототип.