Способ кислотной обработки околоскважинной зоны


 


Владельцы патента RU 2490444:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны. Способ кислотной обработки околоскважинной зоны включает на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта, на втором 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 нефтью в объеме 5-15 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию. 3 пр.

 

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

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, извлечения нефти.

В ходе обработки увеличивают проницаемость низкопроницаемой части пласта, улучшают коллекторские свойства пласта за счет использования соляной кислоты, увеличивают охват кислотного воздействия на пласт путем добавления замедлителя реакции кислоты с породой.

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 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 на первом 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 втором 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 нефтью в объеме 5 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 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 втором 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 нефтью в объеме 10 м3 при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1,1 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 на первом 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 0,2 МПа, на втором 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 0,2 МПа и конечном давлении 1,6 МПа, производят продавку нефтью в объеме 15 м3 при начальном давлении 1,6 МПа и конечном давлении 1,9 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.

Способ кислотной обработки околоскважинной зоны, включающий на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта, на втором 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 нефтью в объеме 5-15 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 ч и ввод скважины в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны. Способ обработки околоскважинной зоны включает на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества 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 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. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта заключается в отборе керна и изготовлении образцов керна. Прокачивают через образцы керна химический реагент. Изготавливают шлифы со стороны входа и выхода химреагента. При этом до прокачки химреагента через изготовленные образцы керна предварительно проводят исследования их на сканирующем электронном микроскопе. А образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом. Проводят сравнение изображений, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. После чего проводят оценку эффективности кислотной обработки, рассчитывая коэффициент импакции путем компьютерной обработки изображений, и при минимальном значении коэффициента импакции делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки. 15 ил., 3 пр.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. Технический результат - повышение эффективности обработки. 4 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины. В способе кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающем закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта. После чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле q = q 0 ⋅ e 25.8 − 7550 T K m 10 ⋅ h где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м3/с, h - толщина продуктивного пласта, м; T - температура продуктивного пласта, К; K - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; m - пористость продуктивного пласта, доли единицы; q0 - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20. Закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью. Закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта. Промывают скважину, оснащенную центральной и затрубной задвижками. Сажают пакер выше пласта и обрабатывают скважину закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме. Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. При этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч. Далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч. После чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и упрощение технологического процесса осуществления способа. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м3 больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.
Наверх