способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины

Формула изобретения

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты, отличающийся тем, что очередность обработки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб, при обработке очередного интервала перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу, после закачки раствора кислоты в каждый обрабатываемый интервал закачивают водный раствор эмульгатора, закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, после чего проводят технологическую выдержку не более 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты поинтервально в каждый пласт (Авторское свидетельство СССР №836340, кл. Е 21 В 43/27, 1981 г.).

Известный способ недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты при начальном давлении закачки, при котором интервал принимает раствор кислоты, и проведение закачки до достижения конечного давления закачки, одинакового для всех обрабатываемых интервалов данной скважины (Патент РФ №2114294, кл. E 21 В 43/27, опубл. 1998 г. - прототип).

Известный способ позволяет в значительной степени выровнить профиль приемистости или притока, однако способ обладает невысокой эффективностью вследствие того, что при выравнивании профиля происходит потеря общей проницаемости призабойной зоны скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки в горизонтальных стволах скважин.

Задача решается тем, что в способе поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающем поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты, согласно изобретению очередность обработки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб, при обработке очередного интервала перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу, после закачки раствора кислоты в каждый обрабатываемый интервал закачивают водный раствор эмульгатора, закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м³ /сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, после чего проводят технологическую выдержку не более 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Признаками изобретения являются:

1. очередность обработки - от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины;

2. закачка через колонну насосно-компрессорных труб;

3. при обработке очередного интервала перемещение конца колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу;

4. закачка раствора кислоты в каждый обрабатываемый интервал;

5. закачка водного раствора эмульгатора в каждый обрабатываемый интервал;

6. закачка растворов кислоты и эмульгатора с расходом 24-35 м³ /сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа;

7. технологическая выдержка не более 3 ч;

8. свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Признак 4 является общим с прототипом, признаки 1-3 и 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающих скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважин. Традиционно применяемая технология обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. Даже технология с сочетанием солянокислотной обработки и депрессионного воздействия имеет невысокую успешность и эффективность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет более полной ее очистки от кольматирующих отложений. Задача решается следующим образом.

При поинтервальной обработке призабойной зоны горизонтальной скважины очередность обработки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины. При обработке очередного интервала перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу. В каждый обрабатываемый интервал через колонну насосно-компрессорных труб закачивают раствор кислоты и водный раствор эмульгатора с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Проводят технологическую выдержку не более 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

В качестве эмульгатора используют эмульгатор Ринго-ЭМ по ТУ 2413-003-52412574-01. Эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой 40%-ный раствор сложных эфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот в дизельном топливе с добавками кремнийорганического стабилизатора, 2% оксида алкилдиметиламина и неионогенного поверхностно-активного вещества. По внешнему виду эмульгатор Ринго-ЭМ представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета. Эмульгатор Ринго-ЭМ имеет кислотное число в пределах от 2 до 4 мг КОН/г и температуру застывания не выше минус 35°С. При смешении эмульгатора Ринго-ЭМ с минерализованной водой образуется жидкость повышенной вязкости. Глушение скважины подобным составом способствует исключению отрицательного влияния воды глушения на коллекторские свойства призабойной зоны. Дебит скважины не снижается. Для обеспечения необходимых вязкостных свойств оптимальным является соотношение эмульгатора и воды в пределах 2-10:90-98 (по массе).

Через колонну насосно-компрессорных труб проводят закачку растворов кислоты и эмульгатора с расходом 24-35 м ³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Столь малый расход и небольшое давление способствуют поступлению раствора кислоты даже в начально не принимающую скважину. При поступлении части раствора кислоты в призабойную зону расход и давление по возможности увеличивают, не допуская снижения приемистости.

Закачка раствора эмульгатора вслед за раствором кислоты приводит к временному блокированию обрабатываемого интервала и исключает поступление в обработанный интервал продуктов последующих закачек.

Технологическую выдержку проводят не более 3 ч. За это время кислота успевает прореагировать и увеличить проницаемость призабойной зоны. Выдержка более 3 ч способствует образованию кольматирующих отложений, снижающих проницаемость призабойной зоны и сводящих к минимуму эффект от кислотной обработки.

В качестве раствора кислоты используют 6-15%-ный водный раствор соляной кислоты.

Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа. Свабированием удаляют продукты реакции из призабойной зоны. Ограничения по депрессии на забое обусловлены давлением разгазирования нефти, ниже которого снижать забойное давление недопустимо. После этого осваивают скважину.

Пример конкретного выполнения.

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины с горизонтальным стволом. Глубина скважины 1200 м. Диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта расположен на глубинах 1200-1135 м. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.

Через колонну насосно-компрессорных труб с концом на глубине 1200 м проводят закачку в обрабатываемый интервал на глубине 1200 м 12%-ного раствора соляной кислоты в объеме 3 м³ и 5%-ного водного раствор эмульгатора Ринго-ЭМ в объеме 3 м ³ с расходом 30 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1 МПа.

Поднимают колонну насосно-компрессорных труб и устанавливают ее конец на глубине 1140 м. Через колонну насосно-компрессорных труб с концом на глубине 1140 м проводят закачку в обрабатываемый интервал на глубине 1140 м 6%-ного раствора соляной кислоты в объеме 4 м³ и 10%-ного водного раствора эмульгатора Ринго-ЭМ в объеме 4 м³ с расходом 24 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 1,5 МПа.

Поднимают колонну насосно-компрессорных труб и устанавливают ее конец на глубине 1135 м. Через колонну насосно-компрессорных труб с концом на глубине 1135 м проводят закачку в обрабатываемый интервал на глубине 1135 м 15%-ного раствора соляной кислоты в объеме 1,5 м³ и 2%-ного водного раствор эмульгатора Ринго-ЭМ в объеме 4 м³ с расходом 35 м³ /сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 3 ч. Депрессионное воздействие выполняют свабированием плунжера по колонне насосно-компрессорных труб до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

После этого спускают насосное оборудование и осваивают скважину.

В результате дебит скважины возрос с 2,1 до 20 м³/сут. Обработка призабойной зоны по прототипу в аналогичных условиях приводит к эффекту до половины от достигнутого.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность кислотной обработки в горизонтальных стволах скважин.