способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий подачу раствора кислоты в интервал перфорации, сжигание в интервале перфорации порохового заряда и продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты, отличающийся тем, что раствор кислоты подают в интервал перфорации жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты, продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты проводят также жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты, при этом используют жидкость глушения на основе солей, производных применяемой кислоты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после продавливания в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты производят подачу раствора кислоты медленного действия в район подошвы интервала перфорации и задавливание его в призабойную зону скважины.

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 в пласт раствора кислоты (Ш. К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-423).

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны скважины, однако он недостаточно эффективен вследствие небольшой величины проникновения кислоты в пласт и быстрого ее расходования на реакцию с породой и кольматирующими элементами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий сжигание порохового заряда без герметичной камеры на забое скважины (Патент РФ 1480412, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 1995 г.).

Известный способ сочетает в себе тепловое, механическое и химическое воздействие, однако эффективность способа невелика, поскольку в основном воздействие сводится к ударному и тепловому эффекту, а химическое воздействие незначительно.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий сжигание на забое порохового заряда и подачу раствора кислоты (В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990, с. 208, 209).

Известный способ сочетает в себе тепловое, механическое и химическое воздействие, однако эффективность способа невелика, поскольку химическое воздействие производят после ударного и теплового, т.е. виды воздействия разнесены по времени.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий подачу раствора кислоты в интервал перфорации, сжигание в интервале перфорации порохового заряда, продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты, подачу раствора кислоты медленного действия в район подошвы интервала перфорации и задавливание его в призабойную зону скважины (Патент РФ 2091570, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 1997 г. - прототип).

В известном способе химическое воздействие производят сразу после ударного и теплового воздействия. Однако эффективность способа остается невысокой, поскольку раствор кислоты теряет свою активность при доставке его в интервал перфорации и неизбежной технологической выдержке перед срабатыванием порохового заряда.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны за счет сохранения активности раствора кислоты.

Задача решатся тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем подачу раствора кислоты в интервал перфорации, сжигание в интервале перфорации порохового заряда и продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты, согласно изобретению, раствор кислоты подают в интервал перфорации жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты, продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты проводят также жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты, при этом используют жидкость глушения на основе солей, производных применяемой кислоты.

После продавливания в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты производят подачу раствора кислоты медленного действия в район подошвы интервала перфорации и задавливание его в призабойную зону скважины.

Признаками изобретения являются:

1. подача раствора кислоты в интервал перфорации;

2. сжигание в интервале перфорации порохового заряда;

3. продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты;

4. подача раствора кислоты в интервал перфорации жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты;

5. продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты также жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты;

6. использование жидкости глушения на основе солей, производных применяемой кислоты;

7. подача раствора кислоты медленного действия в район подошвы интервала перфорации и задавливание его в призабойную зону скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

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

В интервале перфорации скважины сжигают пороховой заряд, выделяющий практически мгновенно большое количество газообразных веществ с высокой температурой. При этом создается давление, образующее трещины в призабойной зоне. Горячие газы разогревают раствор кислоты, предварительно закачанный в продуктивный интервал скважины. Горячая кислота обладает повышенной реакционной способностью и при закачке в призабойную зону более интенсивно разрушает кольматирующие элементы и расширяет существующие и образованные при сжигании порохового заряда трещины в призабойной зоне скважины. Раствор кислоты подают в интервал перфорации жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты. Продавливание в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты проводят также жидкостью глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты. Жидкость глушения с плотностью, равной или несколько меньшей плотности раствора кислоты, необходима по следующим причинам. При доставке в интервал перфорации в результате перемешивания с жидкостью глушения слишком малой плотности происходит сильное разбавление раствора кислоты. В случае превышения плотности жидкости глушения над плотностью раствора кислоты помимо перемешивания при доставке происходит замещение раствора кислоты на воду повышенной плотности при неизбежной технологической выдержке в интервале перфорации. В результате в интервале перфорации оказывается не столько раствор кислоты, сколько жидкость глушения. Наиболее оптимальной является плотность жидкости глушения, отличающаяся от плотности раствора кислоты в сторону уменьшения на величину от 0 до 0,03 г/см³.

Кроме того, в результате химических реакций с примесями и с некоторыми солями жидкости глушения возможно расходование кислоты на химическую реакцию и снижение ее активности. Во избежание этого используют жидкость глушения на основе солей, производных применяемой кислоты. Для приготовления жидкости глушения, контактирующей с раствором соляной кислоты (хлористоводородной кислоты), используют хлориды металлов. Для приготовления жидкости глушения, контактирующей с раствором плавиковой кислоты (фтористоводородной кислоты), используют фториды металлов. Для приготовления жидкости глушения, контактирующей с раствором серной кислоты, используют сульфаты металлов и т.п.

После продавливания в призабойную зону нагретого в результате сжигания раствора кислоты колонну насосно-компрессорных труб спускают так, чтобы перо колонны находилось на подошве интервала перфорации, закачивают раствор кислоты медленного действия и задавливают его в пласт. Затем скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

В качестве порохового заряда используют заряды, применяющиеся при обработках в скважинах, например, марок ПГД-БК-100, ПГД-БК-150.

В качестве раствора кислоты, в среде которого производят горение порохового заряда, используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты, смесь растворов соляной и плавиковой кислот и т.п. Объем раствора кислоты составляет 2-10 м³.

В качестве раствора кислоты медленного действия используют смесь соляной кислоты 10-24% концентрации или ее смесь с плавиковой кислотой с замедлителем действия, в качестве которого используют лигносульфонаты щелочных металлов типа черного щелока, сульфитно-дрожжевой бражки и т.п. Щелок черный моносульфатный является отходом целлюлозно-бумажного производства и выпускается по ТУ 13-7308001-453-84. По внешнему виду - однородная густая жидкость темно-коричневого цвета. Плотность 1200 кг/м³, вязкость по вискозиметру В3-4 не более 80 с, рН не менее 4. При понижении температуры загустевает и при 0^oС становится нетекучей. Соотношение между раствором соляной кислоты и черным щелоком составляет (65-70):(30-35) по массе соответственно. Объем закачиваемого раствора кислоты медленного действия составляет 30-60 м³.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. На забой остановленной нефтедобывающей скважины глубиной 1260 м и с интервалом перфорации на отметках 1230-1240 м закачивают 3 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты плотностью 1,07 г/см³. Этот объем продавливают по колонне труб жидкостью глушения, приготовленной на основе пресной воды и хлорида кальция. Жидкость глушения имеет плотность 1,06 г/см³. Спускают пороховой заряд марки ПГД-БК-100 и сжигают его. Нагретый раствор кислоты продавливают в пласт при давлении на устье 20 МПа той же жидкостью глушения в объеме 8 м³. После этого скважину промывают, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины возрос с 1 т/сут до 4 т/сут.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Используют жидкость глушения с плотностью 1,04 г/см³. После продавливания в пласт нагретого раствора кислоты спускают перо колонны насосно-компрессорных труб на отметку 1240 м, т.е. на отметку подошвы интервала перфорации, и закачивают 50 м³ раствора, составленного из 70 мас.ч. 12%-ной соляной кислоты и 30 мас.ч. черного щелока под давлением 20 МПа. После этого скважину промывают, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины возрос с 1 т/сут до 4,4 т/сут.

Применение предложенного способа позволит очистить призабойную зону скважины и увеличить эффективность обработки.