Спосіб кислотної обробки свердловини

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам обработки скважин для повышения их производительности. Наиболее близким к заявляемому способу является способ кислотной обработки скважины, включающий закачку в пласт раствора, в состав которого входят азотная кислота, пенообразователь-сульфатный черный щелок, а также уксусная кислота, нитрат мочевины, изомер нитрохлоргидринстирола, ацетамидэтанол. Недостатком прототипа является то, что присутствие в водном растворе азотной кислоты приводит к интенсивной коррозии нефтепромыслового оборудования и, как следствие к снижению концентрации кислоты на забое скважины, что в свою Очередь приводит к снижению глубины проникновения кислоты в пласт. Задачей изобретения является создание способа, позволяющего исключить коррозию технологического, нефтепромыслового и скважинного оборудования, увеличить глубину проникновения кислотного раствора, а также повысить эффективность способа за счет фиксации границы зоны воздействия кислотного раствора. Для этого в способе кислотной обработки скважины, включающем закачку кислоты в пласт, согласно изобретению закачивают кислоту в виде раствора неактивных дисперсных частиц в инертной жидкости с объемной скоростью на внешней границе зоны воздействия не ниже критической, затем закачивают инвертную жидкость с объемной скоростью на внутренней границе зоны воздействия не выше скорости трогания дисперсных частиц кислоты, а скорости определяют из соотношений: где Qk - критическая скорость, м3/с; m - коэффициент пористости; h - интервал кислотного воздействия, м; R1 - радиус внешней границы зоны воздействия, м; r - радиус неактивных дисперсных частиц кислоты, м; g - ускорение свободного падения, н/с2; rо - плотность неактивных дисперсных частиц кислоты, мг/м3; r1 - плотность инертной жидкости, кг/м3; m 1 - динамическая вязкость инертной жидкости, кг/м3; Qт - скорость трогания дисперсных частиц, м3/с; R2 - радиус внутренней границы зоны воздействия, м; r2 - плотность инвертной жидкости, кг/м3; m 2 - динамическая вязкость инвертной жидкости, Па × с; f - коэффициент трения. В качестве неактивных дисперсных частиц кислоты используют азотнокислый карбамид или бифторидфторид аммония, или лимонную кислоту, или сульфаминовую кислоту или их смеси. В качестве инвертной жидкости используют углеводородную жидкость. В качестве инертной жидкости используют воду или водный раствор нитрита натрия или водные растворы неорганических или органических кислот. Для фиксации внешней границы зоны воздействия активного кислотного раствора на породу пласта неактивные дисперсные частицы кислоты в инертной жидкости закачивают в пласт с объемной скоростью на внешней границе зоны не ниже критической. А для фиксации внутренней границы зоны воздействия закачивают инвертную жидкость с объемной скоростью на внутренней границе зоны воздействия не выше скорости трогания дисперсных частиц. Когда на внешней границе зоны воздействия объемная скорость дисперсных частиц в инертной жидкости не ниже критической, то неактивные дисперсные частицы находятся во взвешенном состоянии. Если же объемная скорость их окажется ниже критической, то происходит седиментация неактивных дисперсных частиц и их накопление в породе, что препятствует их дальнейшему продвижению в пласт и исключает возможность фиксации внешней границы зоны воздействия. Если объемная скорость инвертной жидкости на внутренней границе зоны воздействия превысит скорость трогания неактивных дисперсных частиц, то произойдет взвешивание частиц в потоке и перемещение внутренней границы зоны воздействия в глубь пласта без перевода неактивных дисперсных частиц в активный кислотный раствор. Критическая скорость определяет способность потока удерживать дисперсную частицу во взвешенном состоянии. Скорость трогания определяет способность потока жидкости вывести дисперсную частицу из состояния покоя. Способ осуществляется в такой последовательности. Доставляют к устью скважины кислоту в виде неактивных дисперсных частиц, инертную и инвертную жидкости. Обвязывают устье скважины со спецтехникой. Производят закачку неактивных дисперсных частиц кислоты в инертной жидкости, в качестве которой используют углеводородную жидкость (например, конденсат) с объемной скоростью выше критической. По окончании закачки неактивных дисперсных частиц кислоты в пласт нагнетают инвертную жидкость, в качестве которой используют воду или водный раствор нитрата натрия, или водные растворы неорганических или органических кислот, для преобразования неактивных дисперсных частиц кислоты в активный кислотный раствор, с объемной скоростью ниже скорости трогания. По окончании закачки скважину оставляют на реагирование кислотного раствора с породой пласта. Затем удаляют продукты реакции и пускают скважину в работу. Критическую скорость и скорость трогания определяют, используя предлагаемые соотношения. Пример 1: В скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) до глубины 1795 м. У скважины заготавливают 125 м3 дисперсного раствора (13 м3 азотнокислого карбамида и 122 м3 газового конденсата и 226 м3 инвертной жидкости (вода техническая). Рассчитав по предлагаемым соотношениям, с учетом приведенных исходных данных, критическую объемную скорость Qk и объемную скорость трогания частиц Q т, получили: Так как объемная критическая скорость должна быть больше расчетной, а объемная скорость трогания дисперсных частиц меньше расчётной, то окончательно объемные скорости нагнетания кислотного раствора (неактивных дисперсных частиц кислоты в инертной жидкости) и инвертной жидкости принимают следующие значения: Производят последовательную закачку 125 м3 дисперсного раствора и 101 м3 воды с объемной скоростью равной 1,75 • 10-2 м3/с, Затем закачивают с объемной скоростью равной 1,75 • 10-3 м3/с еще 226 м3 инвертной жидкости (вода Техническая). Закрывают скважину на реагирование кислоты с породой. После обработки производят удаление продуктов реакции при призабойной зоны пласта и пускают скважину в работу. Пример 2: То же с закачкой в качестве неактивных дисперсных частиц кислоты (н.д.ч.) бифторид-фторида аммония, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости инвертора соляной кислоты. Пример 3. То же с закачкой в качестве н.д.ч, лимонной кислоты, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора воды. Пример 4. То же с закачкой в качестве н,д,ч. сульфаминовой кислоты, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора воды. Пример 5. То же с закачкой в качестве н.д.ч. смеси азотнокислого карбамида и бифторид-фторида аммония, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора воды. Пример 6. То же с закачкой в качестве н.д.ч. азотнокислого карбамида, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора нитрата натрия. Пример 7. То же с закачкой в качестве н.д.ч. азотнокислого карбамида, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора соляной кислоты. Пример 8. То же с закачкой в качестве н.д.ч. азотнокислого карбамида, в качестве инертной жидкости газового конденсата, в качестве жидкости-инвертора уксусной кислоты. В таблице приведены результаты измерений. Таким образом, применение заявляемого способа позволяет исключить коррозию технологического, нефтепромыслового и скважинного оборудования, увеличить глубину проникновения кислотного раствора в пласт и точно зафиксировать внешнюю и внутреннюю границы зоны воздействия кислотного раствора, что, в свою очередь, повысит эффективность кислотного воздействия на пласт и, как следствие, увеличит продуктивность или приемистость скважин.