Спосіб кислотної обробки привибійної зони нафтових свердловин з поглинаючими пластами

Корисна модель технологічного процесу відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способів кислотної обробки привибійних зон нафтових свердловин з поглинаючими пластами. Відомі способи кислотної обробки привибійної зони свердловин за допомогою соляної та інших кислот. Вони малоефективні на нафтових родовища х, які знаходяться на пізній стадії розробки. Пластові тиски вказаних родовищ в більшості значно нижчі умовно гідростатичного, а продуктивні пласти е поглинаючими. В цьому випадку, при проведенні звичайних кислотних обробок, кислотний розчин не затримується в продуктивному пласті на необхідний час для проходження реакції. Задачею винаходу а створення умов, за якими кислотний розчин буде протиснений в пласт по всій продуктивній зоні навколо стовбура свердловини і залишатися в ньому до завершення реакції взаємодії кислоти з породою. Для цього потрібно створити рівномірну, непроникну для робочого розчину оболонку на розрахунковій віддалі від центру свердловини, щоб утримати кислотний розчин в зоні обробки. Це досягається наступним технологічним прийомом. Перед проведенням кислотної обробки привибійної зони проводять дослідження свердловини на приймальність пласта. За результатами визначення приймальності пласта, обробка проводиться запропонованим способом в наступних випадках: при неможливості одержання й свердловині циркуляції випробувальною рідиною, що свідчить про повне поглинання; коли циркуляція одержана з частковим поглинанням випробувальної рідини; коли циркуляція одержана, але свердловина поглинає випробувальну рідину при надлишковому тиску до 3,0 МПа без врахування тиску на гідравлічні втрати. Дня здійснення робіт на промислі використовують природний газ високого тиску І компресорної установки або з ближньої газової свердловини; газоподібний азот, який одержують за допомогою азотної установки АГУ-8к і інш. Для одержання двофазної піни використовують водний розчин як іоногенної так і неіоногенної поверхневоактивної речовини (ПАР) концентрацією 0,5-1,2% ваг, і газоподібний агент. Степінь аерації піни приймають виходячи з слідуючого: при пластовому тиску до 10 МПа - 1,5 в пластови х мовах; при пластовому тиску до 20 МПа - 2-3 в пластови х умовах; при пластовому тиску більше 20 МПа - 4-5 в пластових умовах. Приклади виконання способу. 1. Свердловина глибиною 1794м з інтервалом перфорації 1790-1765 м. Колектор являє собою пісковик з глинисто-карбонатним цементом. Пласт поглинаючий, досягнути циркуляції рідини в свердловині не вдалося. Попередні кислотні обробки були неефективні. Біля свердловини приготували в ємностях 8м3 водного розчину ПАР 0,8 мас.% концентрації (сульфанол) і 6 м кислотного розчину. Підключили природний газ з компресорної установки з максимальним тиском 8 МПа. При закритому затрубному просторі по насосно-компресорних трубах (НКТ) закачали природний газ в пласт до 8 МПа за 4,5 години. За допомогою цементувального агрегату ЦА-320М через аератор почали нагнітати водний розчин ПАР з одночасною подачею природного газу дня одержання двофазної піни. Тиск нагнітання знизився до 6,2 МПа. Двофазну піну нагнітали до 8 МПа. Закачали в свердловину кислотний розчин, продавили його в пласт нафтою і закрили свердловину на 1 годину дня проходження реакції. Освоїли свердловину за допомогою двофазних пін і пустили її в роботу. В результаті проведеного технологічного процесу свердловина перейшла з глибинно-насосного на фонтанний спосіб експлуатації. 2. Свердловина глибиною 1759 м з інтервалом перфорації 1751-1725м. Колектор карбонатний. Пласт частково поглинаючий, при дослідженні на приймальність (досягнута циркуляція води в свердловині) втрата рідини складає 35-52 %. Пластовий тиск - 15 МПа Попередні кислотні обробки були неефективні. Біля свердловини приготували 8 м водного розчину ПАР 0,8 мас.% концентрації та 12м3 кислотного розчину Підключили до свердловини дві азотні установки АГУ-8к і при закритому затрубному просторі нагнітали в пласт через НКТ газоподібний азот до 15 МПа тиску нагнітання. Продовжували нагнітання газоподібного азоту з одночасною подачею піноутворюючої рідини (водний розчин ПАР) з витратою 1-1,5 л/сек. Далі провели нагнітання кислотного розчину в свердловину та його продавку в пласт. Закрили свердловину на 1,5 години для проходження реакції. Освоїли свердловину за допомогою двофазних пій І пустили її в роботу В результаті проведеного технологічного процесу дебіт свердловини по нафті збільшився з 9 до 22 м3/ добу. Таким чином, застосування запропонованого способу дозволить ефективно провести кислотну обробку привибійних лон видобувних нафтових свердловин з поглинаючими пластами за рахунок відсутності поглинання кислотного розчину і, як результат, досягнути повного проходження реакції кислоти з породою.