способ обработки околоскважинной зоны

Формула изобретения

1. Способ обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м³ на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно выполняют закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке околоскважинной зоны.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, который включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов (Патент РФ № 2456444, опубл. 20.07.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ № 2295635, опублик. 20.03.2007 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки.

Задача решается способом обработки околоскважинной зоны, включающим на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м³, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию.

Предварительно могут выполнять закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа.

Сущность изобретения

Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти.

В случае высокой вязкости добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорации скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти, вызванное неньютоновскими свойствами пластового флюида. Существующие технологии недостаточно эффективны в этих условиях. Предлагаемая комплексная обработка карбонатного коллектора направлена на вовлечение в разработку низкопроницаемых и изолированных зон пласта. Следствием этого является повышение дебита скважины и в конечном счете коэффициента извлечения нефти.

В ходе обработки осуществляют изменение поля давлений пласта за счет нагнетания пластовой воды, увеличивают проницаемость низкопроницаемой части пласта и выравнивание профиля приемистости путем добавления в нагнетаемую воду ПАВ, улучшают коллекторские свойства пласта за счет использования соляной кислоты, увеличивают охват кислотного воздействия на пласт путем добавления замедлителя реакции кислоты с породой.

При повышенной приемистости скважины, т.е. при давлении закачки близком к нулю, производят предварительную закачку пластовой воды в объеме порядка 400-600 м³ до увеличения давления закачки до 1-2 МПа. В случае, когда давление закачки более 1 МПа, предварительную закачку пластовой воды для повышения давления закачки не производят.

Важным моментом является непрерывность выполнения всех работ, т.е. закачку компонентов на последующем этапе работ с начальным давлением, равным конечному давлению на предыдущем этапе.

Существенным признаком предложенного изобретения является соотношение объемов закачки раствора соляной кислоты и раствора соляной кислоты с замедлителем как (0,25-0,5):(1,0-1,5). Как показала практика именно такое соотношение позволяет в наибольшей степени добиться увеличения дебита скважины в результате обработки.

Соотношение компонентов в растворах и объемы закачиваемых компонентов определены из практики как наиболее оптимальные для решения поставленной задачи. Выход за заявленные пределы приводит к снижению эффективности обработки.

В качестве ПАВ используют Сульфен-35, выпускаемый согласно ТУ 2481-001-72649752-2004 изм. № 1, либо Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002), либо другой аналогичный ПАВ.

В качестве замедлителя реакции соляной кислоты с породой используют ТХП-1, выпускаемый согласно ТУ 2481-002-72650092-2009, либо СНПХ-8903 А (ТУ 2458-314-05765670-2006 с изм. № 1). Могут быть использованы классические замедлители, указанные при описании прототипа.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают Ерыклинское месторождение Башкирский ярус. Коллектор - карбонатный. Средний дебит скважин 1,6 т/сут, средняя обводненность 11,6%. Пласт имеет пористость 13,2%, проницаемость 81,3 мкм² _*10^-3, нефтенасыщенность 82,4%, начальное пластовое давление 9 МПа, глубина подошвы пласта 1041,5 м, пластовая температура 23°C, вязкость нефти в пластовых условиях 292,5 мПа*с, плотность нефти 937 кг/м³.

Через остановленную нефтедобывающую скважину № 1 в пласт с карбонатным коллектором предварительно закачивают пластовую воду в объеме 400 м³ при начальном давлении на устье 0 МПа и конечном давлении 1,0 МПа, на первом этапе закачивают 0,5%-ный раствор Сульфена-35 в пластовой воде в объеме 100 м ³ при начальном давлении 1,0 МПа и конечном давлении 0,3 МПа, на втором этапе закачивают 10%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3,5 м³ (0,25 м³ на 1 п.м перфорированной мощности) при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,3 МПа, на третьем этапе закачивают 14 м³ (1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности пласта) 10%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в объеме 2% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 100 м³ при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 16 часов и вводят скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,5 м³/сут.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Через остановленную нефтедобывающую скважину № 2 в пласт с карбонатным коллектором на первом этапе закачивают 1%-ный раствор Нефтенола К в пластовой воде в объеме 150 м ³ при начальном давлении 1,7 МПа и конечном давлении 0,25 МПа, на втором этапе закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 10 м³ (0,4 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,25 МПа, на третьем этапе закачивают 30 м³ (1,2 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 12%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции СНПХ-8903 А в количестве 3,5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 150 м³ при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1,8 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов и вводят скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,8 м³/сут.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Через остановленную нефтедобывающую скважину № 3 в пласт с карбонатным коллектором предварительно закачивают пластовую воду в объеме 600 м³ при начальном давлении на устье 0 МПа и конечном давлении 2,0 МПа, на первом этапе закачивают 1,5%-ный раствор Сульфена-35 в пластовой воде в объеме 200 м ³ при начальном давлении 2,0 МПа и конечном давлении 0,2 МПа, на втором этапе закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 12 м³ (0,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,2 МПа и конечном давлении 1 МПа, на третьем этапе закачивают 36 м³ (1,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 15%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в количестве 5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 1 МПа и конечном давлении 1,6 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 200 м³ при начальном давлении 1,6 МПа и конечном давлении 2,6 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 48 часов и вводят скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 1,5 до 4,4 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки околоскважинной зоны.