Спосіб кислотної обробки пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам обработки скважин для повышения их производительности. Наиболее близким к заявляемому является способ кислотной обработки, включающий закачку двух нейтральных реагентов по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству с получением кислоты в результате их взаимодействия на забое скважины [2]. Недостатком прототипа является высокая коррозионная активность полученного в результате взаимодействия исходных реагентов кислотного раствора и недостаточно глубокое проникновение его в пласт. Задачей изобретения является создание способа кислотной обработки пласта, позволяющего увеличить глубину проникновения кислоты в пласт и снизить коррозию скважинного оборудования. Для этого способ кислотной обработки пласта, включающий закачку двух нейтральных реагентов с получением кислоты в результате их взаимодействия на забое скважины, предусматривает раздельную закачку реагентов непосредственно в пористую среду призабойной зоны путем разобщения пакером межтрубного пространства в интервале воздействия реагентами, причем в надпакерное пространство нагнетают расчет, плотность которого выше плотности реагента, нагнетаемого в подпакерное пространство. Сопоставительный анализ заявляемого способа с прототипом показывает, что заявляемое решение от известного отличают закачка нейтральных реагентов непосредственно в пористую среду, путем разобщения межтрубного пространства пакером в интервале воздействия, а также то, что в надпакерное пространство нагнетают реагент, плотность которого выше плотности реагента, нагнетаемого в подпакерное пространство. Другие технические решения, включающие существенные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, авторами не обнаружены. Способ осуществляется в такой последовательности. Доставляют к устью скважины растворы двух нейтральных реагентов. Разобщают: межтрубное пространство в интервале предполагаемого воздействия пакером. Обвязывают устье скважины со спецтехникой. Производят закачку реагентов отдельно по насосно-компрессорным трубам и по затрубному пространству и продавливают их в пласт продавочной жидкостью. По окончании продавки реагентов закрывают скважину на время реагирования с породой кислотного раствора, полученного в пласте в результате взаимодействия реагентов между собой. Затем удаляют продукты реакции и пускают скважину в работу. Для подтверждения снижения коррозии скважинного оборудования при нагнетании в пласт нейтральных реагентов были проведены лабораторные испытания. В три стеклянные бюксы наливали 100 мл формалина, 100 мл раствора хлористого аммония, смесь 50 мл формалина и 50 мл хлористого аммония (прототип). В каждую из бюкс помещали исследуемую пластину с геометрическими размерами 30x10x1мм из стали марки Ст.3. До погружения в бюксы и после пластины взвешивали и определяли по результатам замеров скорость коррозии. Результаты экспериментов приведены в таблице 1. Как видно из таблицы 1 коррозия стальной пластины, находящейся в бюксе, становится интенсивной при взаимодействии нейтральных реагентов. Это подтверждает то, что при реализации способа-прототипа взаимодействие нейтральных реагентов непосредственно в скважине вызовет значительную коррозию оборудования. При образовании же кислотного раствора в пористой среде пласта по предлагаемому способу коррозия скважинного оборудования будет снижена в 18 раз. Для подтверждения повышения эффективности способа за счет увеличения глубины проникновения кислотного раствора в пласт проведены следующие испытания. Составляли модель пласта из керна естественных горных пород. Карбонатность горных пород составляла 32%. Физические параметры модели пласта следующие: Насыщали модель пласта нефтью. Проводили фильтрацию нефти в модели пласта при постоянном перепаде давления, равном 2,5 МПа и определяли исходную проницаемость. Затем обрабатывали модель по заявляемому способу, закачивая 1,0 см3 40% раствора формалина и 1,0 см3 26% раствора хлористого аммония либо 1,0 см3 40% раствора формалина и 1,0 см 26% раствора нитрата аммония с объемным расходом 2х10-4см3/с. В тех же условиях проверена эффективность способа-прототипа. Время реагирования кислотного раствора с породой контролировали по газовыделению в процессе фильтрации. Результаты исследований приведены в таблице 2. Как видно из таблицы 2, глубина проникновения кислотного раствора в модели по заявляемому способу почти в два раза больше, чем по способу-прототипу. Пример выполнения способа: Скважина глубиной 1937 м вскрывает нефтенасыщенный пласт в интервале 1904-1931 м. Коллектор представляет собой известняк. Дебит скважины за 12 лет эксплуатации снизился с 250 до 43 м3/сут. У скважины приготовили 6 м3 40% раствора формалина и 8 м3 6% раствора хлористого аммония. В скважине, в интервале 1918 м установили пакер. Устье скважины обвязали со спецтехникой. Произвели одновременную закачку реагентов (по зэтрубному пространству 26% раствор хлористого аммония, а по насоснокомпрессорным трубам - 40% раствор формалина) с последующей их продавкой в пласт продавочной жидкостью. Закрыли скважину на реагирование кислотного раствора с породой. Затем удалили продукты реакции и пустили скважину в работу. Сравнительные данные, свидетельствующие о преимуществе предлагаемого способа по сравнению с базовым, приведены в таблице 3. Таким образом, применение заявляемого способа позволяет снизить коррозию скважинного оборудования и увеличить глубину проникновения кислотного раствора в пласт, что значительно повышает эффективность кислотного воздействия и, как следствие, увеличить производительность и приемистость скважины.