Способ обработки призабойной зоны скважины

 

Использование относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающих. В скважину закачивают дистиллат при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии. Проводят технологическую выдержку дистиллата до снижения давления на устье скважины до атмосферного. Затем в скважину закачивают 0,5-5%- ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³. Дистиллат и раствор поверхностно-активного вещества продавливают в пласт до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии. Увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки. При превышении значения давления на забое скважины более, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, снижают давление на забое до гидростатического. Затем производят дополнительную перформацию в том же интервале продуктивного пласта под слоем раствора поверхностно-активного вещества. Вновь продавливают в пласт раствор поверхностно-активного вещества и увеличивают расход закачки до стабилизации давления. 1 с. и 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку соляной кислоты в призабойную зону пласта [1] Недостатком этого способа является низкая производительность скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку [2] Недостатком этого способа является недостаточно высокая производительность скважин.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение производительности скважин.

Это достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку, дистиллат закачивают при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, технологическую выдержку дистиллата проводят до снижения давления на устье скважины до атмосферного, после технологической выдержки в скважину закачивают 0,5-5% -ный раствор неионогенного поверхностноактивного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³, продавливают в пласт дистиллат и раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.

При превышении значения давления на забое скважины более, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, снижают давление на забое до гидростатического, производят дополнительную перформацию в том же интервале продуктивного пласта в среде 0,5-5% -ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³, вновь продавливают в пласт раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.

Существенными признаками предлагаемого изобретения являются: 1) закачка в скважину дистиллата; 2) проведение технологической выдержки; 3) закачка дистиллата при забойном давлении на 10-20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии; 4) проведение технологической выдержки дистиллата до снижения давления на устье скважины до атмосферного; 5) закачка раствора поверхностно-активного вещества после технологической выдержки дистиллата; 6) закачка 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³; 7) продавка в пласт дистиллата и раствора поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше, чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии; 8) увеличение расхода закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки; 9) снижение давления на забое до гидростатического; 10) проведение дополнительной перфорации в том же интервале продуктивного пласта; 11) проведение перфорации в среде 0,5-5%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде с плотностью 1,06-1,09 г/см³; 12) проведение операций по пунктам 9, 10, 11 при превышении значения давления на забое скважины более, чем на 30% от противодавления на забое скважин при вскрытии; 13) построение операций по пунктам 8,9. При освоении добывающих скважин и скважин, переведенных из добывающих в нагнетательные, была замечена зависимость успешности освоения от давления закачки реагентов. При этом эта зависимость является функцией противодавления при вскрытии даже на тех скважинах, которые после бурения были введены в эксплуатацию, работали с определенным дебитом и потеряли продуктивность в период эксплуатации. Повидимому, в этих скважинах проявляются два механизма кольматации пор пласта: первый, связанный с кольматацией продуктами, поступающими из пласта при отборе пластовых флюидов, и второй, связанный с остаточными отрицательными явлениями кольматации пор пласта буровыми растворами при бурении скважин. Предлагаемый способ позволяет одновременно бороться с кольматацией пор пласта, вызванной обоими отрицательными механизмами. Закачка дистиллата в основном позволяет растворить парафиновые отложения, а закачка водного раствора поверхностно-активного вещества позволяет, по-видимому, воздействовать на последствия буровых растворов. Однако без дистиллатной промывки и обеспечения возможности проникновения раствора поверхностно-активного вещества в пласт невозможно провести успешную обработку. Сочетание этих двух приемов необходимо для достижения цели изобретения.

Конкретные режимы осуществления способа подобраны экспериментально.

Дистиллат смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода 7-10. Дистиллат представляет собой легковоспламеняющуюся нерастворимую в воде жидкость темно-коричневого цвета плотностью 815 кг/м³, с температурой вспышки 30^oС.

П р и м е р 1. Добывающая скважина глубиной 1725 м, пересекающая продуктивный пласт с терригенным коллектором, находилась в бездействии, дебит ее был равен нулю. Никакими способами обработки призабойной зоны не удалось оживить скважину, т.е. вызвать приток. На скважине был осуществлен предлагаемый способ. В скважину закачали 25 м дистиллата при забойном давлении 26,0 МПа, что на 15% ниже, чем противодавление на забое скважины при вскрытии, равное 30,0 МПа. Скважину оставляют под давлением на 24 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного за счет диффузии дистиллата в призабойную зону скважины. Продавливают дистиллат в пласт 3%-ным раствором неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 в попутной девонской воде плотностью 1,07 г/см³ в объеме 15 м³. При этом давлении на устье скважины возрастает, а расход снижается. Доводят давление закачки до достижения давления на забое скважины 39,0 МПа, что на 30% превышает противодавление на забое скважины при вскрытии. увеличивают расход закачки 3%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 в попутной девонской воде плотностью 1,07 г/см³ с 10 м³/сут до 20 м³/сут до стабилизации давления закачки на уровне 37,0 МПа. Закачку прекращают, скважину запускают в эксплуатацию. Дебит скважины после обработки составил 20 тонн нефти в сутки.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, по закачку дистиллата осуществляют при забойном давлении 27,0 МПа, что на 10% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, равного 30,0 МПа. Скважину оставляют под давлением на 28 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного. Продавливают дистиллат в пласт 0,5% ным раствором неонола АФ₉12 в попутной девонской воде плотностью 1,06 г/см³ в объеме 20 м³. Повышают давление на забое скважины до 36,0 МПа, что на 20% выше противодавления на забое скважины при вскрытии. Увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества с 15 м³/сут до 23 м³/сут до стабилизации давления закачки на уровне 36,0 МПа. После этого закачку прекращают и скважину запускают в работу. При этом дебит скважины после обработки составил 17 тонн нефти в сутки.

Пример 3. Выполняют, как пример 1, но закачку дистиллата осуществляют при забойном давлении 24,0 МПа, что на 20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии. Скважину оставляют под давлением на 20 ч, при этом давление на устье скважины снижается до атмосферного. Продавливают дистиллат в пласт 5% -ным раствором ОП-7 в попутной девонской воде плотностью 1,09 г /см³ в объеме 13 м³. При этом давление на забое скважины возрастает, а расход снижается. Повышают давление до 40,0 МПа. Затем закачку прекращают. Снижают давление на забое до гидростатического. Производят дополнительную перфорацию в том же интервале продуктивного пласта под слоем ОП-7. Вновь продавливают 0П-7 в пласт. При этом давление на забое повышают до 38,0 МПа. Затем увеличивают расход закачки 0П-7 с 10 м³/сут до 20 м³/сут до стабилизации давления закачки на уровне 37,0 МПа. Далее закачку прекращают, а скважину запускают в работу. Дебит скважины после обработки составил 18 тонн нефти в сутки. Применение предложенного способа позволит освоить ранее неосваиваемые скважины и увеличить добычу нефти на залежи.

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину дистиллата и технологическую выдержку, отличающийся тем, что дистиллат закачивают при забойном давлении на 10 20% ниже противодавления на забое скважины при вскрытии, технологическую выдержку дистиллата проводят до снижения давления на устье скважины до атмосферного, после технологической выдержки в скважину закачивают 0,5 5%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06-1,09 г/см³, продавливают в пласт дистиллат и раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления закачки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при превышении значения давления на забое скважины более чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии, снижают давление на забое до гидростатического, производят дополнительную перфорацию в том же интервале продуктивного пласта под слоем 0,5 5% -ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в попутной девонской воде плотностью 1,06 1,09 г/см³, вновь продавливают в пласт раствор поверхностно-активного вещества до достижения значения давления на забое скважины не выше чем на 30% от противодавления на забое скважины при вскрытии и увеличивают расход закачки раствора поверхностно-активного вещества до стабилизации давления давления закачки.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 09.06.2003

Извещение опубликовано: 20.10.2004        БИ: 29/2004

---