способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины

Формула изобретения

1. Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80 - 90^oC, извлечение нагревателя из скважины, продувку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4 - 6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов С₆ - С₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25 - 75 : 25 - 75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отсутствии приемистости перед заполнением скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений извлекают из скважины глубинонасосное оборудование и спускают до забоя колонну насосно-компрессорных труб.

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 сильнозакольматированных 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 сильнозакольматированных призабойных зон скважин, особенно в карбонатном коллекторе.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ комплексной обработки призабойной зоны скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя а интервале перфорации до температуры 80-90^oC, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют растворитель, состоящий из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пиролизной смолы и дипроксамина в соотношении (9 - 11): 1(3).

В известном техническом решении проводится комплексное воздействие на призабойную зону скважины: тепловое и химическое. 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 комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающем заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90^oC, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, 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), а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа.

При отсутствии приемистости перед заполнением скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений извлекают из скважины глубинонасосное оборудование и спускают до забоя колонну насосно-компрессорных труб.

Признаками изобретения являются:

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

20 промывка и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно- компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем;

3) продавка скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем;

4) спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90^oC;

5) извлечение нагревателя из скважины;

6) продавка нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 -2,5 м³/м интервала перфорации;

7) технологическая выдержка при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч;

8) запуск скважины в эксплуатацию;

9) в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений использование 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);

10) технологическая выдержка при закрытой скважине в течение 12-24 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа;

11) при отсутствии приемистости перед заполнением скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений извлечение из скважины глубинонасосного оборудования и спуск до забоя колонны насосно-компрессорных труб.

Признаки 1 - 8 являются общими с прототипом, признаки 9, 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 с приемистостью не менее 30 м³/сут. Скважину останавливают без глушения. Подземное оборудование оставляют в скважине. Заполняют эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб до глубины спуска штангового насоса растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений.

Затем проводят продавливание скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем. По затрубному пространству скважины спускают нагреватель в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 80-90^oC. Извлекают нагреватель из скважины и продавливают нагретый растворитель нефтью в призабойную зону в объеме 1,5 - 2,5 м³/м интервала перфорации. Проводят технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа для растворения в призабойной зоне и скважине асфальтосмолопарафиновых отложений. После этого включают насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

При отсутствии приемистости перед заполнением скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений извлекают из скважины глубинонасосное оборудование и спускают до забоя колонну насосно-компрессорных труб.

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 05 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.

В результате применения способа продуктивность скважины существенно увеличивается.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины глубиной 1700 м, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 3 м, расположенную на участке залежи с пониженным пластовым давлением 16 МПа. Определяют приемистость скважины закачкой скважинной жидкости. Приемистость скважины равна 30 м³/сут. В скважине на глубине 1200 м на колонне насосно-компрессорных труб расположен штанговый глубинный насос. Прокачкой по эатрубному пространству и отбором через колонну насосно- компрессорных труб проводят заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса 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. Продавливают скважинную жидкость растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем. По затрубному пространству на кабеле спускают нагреватель типа НЭХС - 40 РЭ в интервал перфорации и прогревают растворитель в интервале перфорации до температуры 90^oC в течение 12 ч. Извлекают нагреватель из скважины. Продавливают нагретый растворитель нефтью в призабойную зону в объеме 6 м³ (2 м³/м интервала перфорации). Проводят технологическую выдержку при закрытой колонне насосно- компрессорных труб и затрубном пространстве в течение 24 ч. при начально установленном давлении на устье скважины 2,5 - 3,5 МПа. Запускают скважину в эксплуатацию. Включают насос и производят отбор продукции.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Приемистость скважины равна нулю. Перед заполнением скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений извлекают из скважины глубинонасосное оборудование и спускают до забоя колонну насосно-компрессорных труб.

До обработки призабойной зоны дебит скважины был 7 т/сут, после обработки стал 12,5 т/сут. Обводненность добываемой продукции осталась на уровне 35%.

Изменение соотношения количества смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов в нефти в пределах 4 - 6%, при их соотношении по массе в пределах (25 - 75): (25 - 75), проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12 - 24 ч при начально установленном давлении на устье скважины в пределах 2,5-3,5 МПа, прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры в пределах 80-90^oC, продавливание нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в пределах 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит увеличить продуктивность скважин.

Источники информации:

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 2146003, кл. E 21 B 43/25, опублик. 27.02.2000.