способ обработки призабойной зоны терригенного пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающий закачку буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора и удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование, отличающийся тем, что буферный раствор закачивают после солянокислотного раствора, перед закачкой солянокислотного раствора устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины, удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование проводят свабированием, в качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, после закачки фтористоводородного раствора проводят технологическую выдержку на реагирование в течение 1-2 ч и осваивают скважину свабированием до расчетной продуктивности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче жидких текучих и газообразных сред из скважин и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи, включающий закачку легких фракций переработки нефти с добавкой 0,5-1,0% маслорастворимого поверхностно-активного вещества, последующую закачку кислотной системы, продавку ее в пласт нефтью, технологическую выдержку для реагирования с породами пласта и ввода скважины в эксплуатацию (Патент РФ №2165013, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 2001.04.10).

Известный способ обладает недостаточной эффективностью при обработке призабойной зоны терригенного пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку щелочного раствора, буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора. Освоение скважины производят без выдержки растворов в пласте на реагирование (Патент РФ №2110678, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 1998.05.10 - прототип).

Известный способ позволяет увеличить размеры фильтрационных каналов и, следовательно, проницаемости призабойной зоны за счет растворения минералов цемента и части скелета коллектора. Однако способ обладает недостаточной эффективностью при обработке сильно закольматированной призабойной зоны терригенного пласта.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны терригенного пласта.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающем закачку буферного раствора, солянокислотного раствора и фтористоводородного раствора и удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование, согласно изобретению, буферный раствор закачивают после солянокислотного раствора, перед закачкой солянокислотного раствора устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины, удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование проводят свабированием, в качестве фтористоводородного раствора используют смесь соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, после закачки фтористоводородного раствора проводят технологическую выдержку на реагирование в течение 1-2 час и осваивают скважину свабированием до расчетной продуктивности.

Признаками изобретения являются:

1) закачка буферного раствора;

2) то же, солянокислотного раствора;

3) то же, фтористоводородного раствора;

4) удаление раствора кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование;

5) закачка буферного раствора после солянокислотного раствора;

6) ванна солянокислотного раствора на забое скважины;

7) удаление раствора соляной кислоты из призабойной зоны без выдержки на реагирование свабированием;

8) использование в качестве фтористоводородного раствора смеси соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б;

9) после закачки фтористоводородного раствора проведение технологической выдержки на реагирование в течение 1-2 час;

10) осваивание скважины свабированием до расчетной продуктивности.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При работе скважины, вскрывшей терригенный пласт, происходит кольматация призабойной зоны пласта, что снижает продуктивность скважины. Существующие способы обработки призабойной зоны решают вопрос об очистке призабойной зоны лишь частично. Продуктивность скважины восстанавливается неполностью, а в скважинах с сильно закольматированными призабойными зонами обработка может вообще не привести к увеличению продуктивности. В предложенном способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны терригенного пласта. Задача решается следующим образом.

Очищают скважину депрессионным способом посредством желонки. При этом с забоя скважины и частично из призабойной зоны удаляются загрязнения, непрочно удерживаемые в скважине и пласте. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. На забой циркуляцией доставляют водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации (оптимально 24%-ной концентрации) в объеме 0,2-0,3 м³ /м перфорированной мощности продуктивного пласта. Раствор кислоты на забой доставляют буферным раствором, в качестве которого используют нефть. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час раствора кислоты на забое скважины, т.е. устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины. Ставят пакер в межтрубном пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Продавливают при давлении 3-4 МПа на устье скважины доставленный на забой скважины объем раствора соляной кислоты. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Срывают пакер. Циркуляцией доводят до забоя фтористоводородный раствор. Ставят пакер в межтрубном пространстве. Продавливают фтористоводородный раствор в призабойную зону. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 час. Свабируют по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины.

В качестве фтористоводородного раствора используют смесь водных растворов соляной и фтористоводородной кислот с добавкой поверхностно-активного вещества МЛ-81Б при следующем соотношении: соляная кислота - 14-16%, фтористоводо родная кислота - 3,5-4,5%, поверхностно-активное вещество МЛ-81 Б - 0,1-1,0%.

Препарат МЛ-81 Б производится промышленностью по ТУ 2481-007-48482528-99 и представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ разного химического строения, взятых в строго определенном соотношении. Краткая МЛ-81 Б: имеет жидкую консистенцию, плотностью 1070-1090 кг/м³, обладает средней вязкостью, темно-коричневым цветом, слабым специфическим запахом. Нетоксичен, взрыво- и пожаробезопасен, не содержит биологически жестких компонентов. Хорошо растворяется в пресной, морской и пластовой воде, образуя коллоидные растворы. Водородный показатель 1% раствора МЛ-81 Б в дистиллированной воде равен 7-9.

В результате применения способа удается не только вернуть начальную продуктивность скважины, но и превысить ее в несколько раз.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 6 м с терригенным коллектором. Интервал перфорации пласта составляет 4 м. В скважину спускают желонку - полую колонну насосно-компрессорных труб с клапаном на конце. Открывают клапан и заполняют внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб скважинной жидкостью. Закрывают клапан. Т.о. очищают скважину депрессионным способом посредством желонки. Поднимают желонку из скважины. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. На забой циркуляцией доставляют водный раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации в объеме 1 м³. Раствор кислоты на забой доставляют нефтью. Проводят технологическую выдержку в течение 2 час раствора кислоты на забое скважины, т.е. устраивают ванну солянокислотного раствора на забое скважины. Ставят пакер в межтрубном пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Продавливают при давлении 3 МПа на устье скважины доставленный на забой скважины объем раствора соляной кислоты. Свабируют и отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб без технологической выдержки на реакцию кислоты. Срывают пакер. Циркуляцией доводят до забоя фтористоводородный раствор состава: соляная кислота - 15%, фтористоводородная кислота - 4%, поверхностно-активное вещество МЛ-81Б - 0,2% в объеме 4 м³. Ставят пакер в межтрубном пространстве. Продавливают фтористоводородный раствор в призабойную зону. Проводят технологическую выдержку в течение 2 час. Свабируют и отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб до расчетной продуктивности скважины.

В результате применения способа дебит скважины повысился с 2 до 5 м³ /сут, т.е. на 150%. Применение способа по прототипу в сходных условиях приводит к увеличению дебита лишь на 50%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны терригенного пласта и за счет этого увеличить продуктивность скважины.