СПОСОБ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ЗАКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR INDIVIDUAL TREATMENT OF PUMPED FLUID FOR CLEANING BOTTOMHOLE FORMATION ZONE OF INJECTION WELL

Область техники
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам для стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.
Предшествующий уровень техники
Организация системы ППД (поддержания пластового давления) с пресной закачкой вод по терригенным коллекторам нагнетательных скважин, характеризующихся глинистостью пород, осложнена постепенным ухудшением фильтрационно-емкостных свойств коллектора, связанного с набуханием глин и уменьшением трещино-порового пространства, что значительно снижает приемистость нагнетательных скважин и ведет к неравномерному вытеснению нефти.
При снижении приемистости нагнетательных скважин ниже допустимых значений проводятся различные мероприятия по стимуляции пласта и призабойной зоны, которые заключаются в очистке норовых и трещиноватых каналов от кольматанта.
Известна система закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины в способе очистки призабойной зоны нагнетательных скважин (см. патент РФ 2306405, опубл. 20.09.2007), включающая устьевую арматуру, сообщенную с водоводом, который соединен с насосом, и емкостью через соответствующие запорные арматуры. Недостатком данной системы закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины является то, что объем излива из нагнетательной скважины происходит исключительно за счет энергии предварительно закачанной в пласт воды.
Известна система закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (см. патент РФ 2450120, опубл. 10.05.2012), содержащая устьевую арматуру, сообщенную с водоводом, который соединен с насосом, и емкостью через соответствующие запорные арматуры. Согласно изобретению насос выполнен объемного типа действия с регулируемым приводом и расположен на водоводе в приустьевой зоне скважины. Вход насоса сообщен с водоводом через дополнительную запорную арматуру, а выход - с емкостью через ее запорную арматуру и устьевой арматурой через ее запорную арматуру. Кроме того, водовод оснащен между устьевой арматурой и дополнительной запорной арматурой байпасной линией, охватывающей насос и оснащенной регулировочной запорной арматурой. Запорная арматура емкости и регулировочная запорная арматура выполнены с возможностью открытия при очистке призабойной зоны пласта путем излива жидкости из нагнетательной скважины и закрытия при нагнетании воды по водоводу насосом через устьевую арматуру в скважину. Недостатком данной системы закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины является то, что вынос загрязнений из призабойной зоны пласта нагнетательной скважины обеспечивается только объемом излива закаченной в пласт воды.
Известен способ очистки призабойной зоны пласта (см. патент РФ 2396420, опубл. 10.08.2010), в котором в целях повышения качества обработки призабойной зоны пласта заполняют скважину рабочей жидкостью и неоднократно воздействуют на нее чередующимися этапами создания и стравливания избыточного давления, которое ведут до достижения определенного технологического параметра. Недостатком данного способа очистки призабойной зоны пласта является повышенная сложность процесса, вызванная необходимостью создания и регулирования избыточного давления.
пс
пс
пр
3
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта (см. патент РФ 2346153, опубл. 10.02.2009), включающий в себя продавку кислотного реагента, содержащего, мас.%: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины К не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при К менее 2,5 - принудительно, при достижении коэффициента продуктивности К не менее 0,5 м/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают. Недостатком данного способа является его сложность и многостадийность, а также необходимость удаления отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия, что не всегда осуществимо в случае нагнетательных скважин с закачкой пресного агента.
Известно также применение химических реагентов на основе ПАВ (поверхностно-активные вещества) для выравнивания фронта вытеснения нефти. Однако, в настоящее время, их применение является либо кратковременным, либо на постоянной основе с закачкой реагента на компрессорно-нагнетательной станции. При этом учет каких-либо индивидуальных параметров нагнетательных скважин, геологических параметров пласта не производится. Кроме того, в случае нагнетательных скважин с закачкой агента на водной основе, восстановить приемистость, применяя различные виды очистки призабойной зоны и методы поддержания пластового давления, не удается, а отсутствие возможности перевода закачки с пресного агента на другой существенно повышает актуальность данной проблемы для нефтегазодобывающих компаний.
Краткое изложение сущности изобретения
Таким образом, задачей настоящего изобретения является предоставление улучшенного способа подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины учитывающего индивидуальные особенности призабойной зоны и системы, предназначенной для осуществления такого способа.
В качестве решения данной проблемы для стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с индивидуальной подготовкой закачиваемых вод в низкопроницаемые терригенные коллекторы способ предполагает дозированную подачу расчетного объема реагента ПАВ с помощью устьевой дозаторной установки (устьевого дозатора), установленной на устье нагнетательной скважины.
При этом дозировка ПАВ для каждой скважины рассчитывается индивидуально, исходя из геологических параметров пласта (простирание пласта, мощность пласта, расчлененность, фильтрационно-емкостные свойства и т.д.) и технологических данных работы скважины (среднесуточная приемистость, объемы закачки за месяц и т.д.).
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, что приводит к увеличению приемистости нагнетательных скважин и позволяет равномерно производить вытеснение нефти в сторону добывающих скважин.
Таким образом, согласно одному аспекту настоящего изобретения, предлагается способ индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, радиус обрабатываемой зоны пласта и коэффициент пористости пласта, перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков, на основании предварительно проведенных геофизических и гидродродинамических исследований,
определяют первый расчетный объем поверхностно-активного вещества для первой закачиваемой жидкости, причем первая закачиваемая жидкость обеспечивает оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке второй закачиваемой жидкости, причем первый расчетный объем определяют согласно
pp
пзп
пор
V=V*К,
пзп
п
2
где V=π*R*Н,
p1
3
V - первый расчетный объем поверхностно-активного вещества, м,
пзп
3
V - объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, м,
пор
К - коэффициент пористости пласта, у.ед.,
R - радиус обрабатываемой зоны, м,
п
Н - перфорированный интервал, без учета непроницаемых пропластков, м,
обеспечивают подачу первой закачиваемой жидкости в скважину,
определяют второй расчетный объем поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой жидкости
p2
ccз
пор
пр
V=0,01*V*К*К,
ccз
3
где V - суточный объем закачки воды, м,
пор
К - коэффициент пористости пласта, у.ед.,
пр
К - эмпирический коэффициент пропорциональности в диапазоне от 0,001 до 1,
обеспечивают дозированную подачу второго расчетного объема поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой в скважину жидкости в течение заданного времени, причем суточной объем дозы второго расчетного объема поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды и заданное временя составляет от 1 до 5 суток.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения предполагается система индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащая
водовод, выполненный с возможностью подачи воды,
бункер, вмещающий поверхностно-активное вещество,
блок определения расчетных объемов поверхностно-активного вещества для закачиваемых жидкостей,
устьевой дозатор, выполненный с возможностью регулируемой подачи объема поверхностно-активного вещества,
емкость, выполненную с возможностью приема воды и объема поверхностно-активного вещества и растворения принятого объема поверхностно-активного вещества в воде с получением закачиваемой жидкости,
насосное оборудование, выполненное с возможностью закачивания получаемой из емкости жидкости в нагнетательную скважину,
причем система выполнена с возможностью осуществления упомянутого способа.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 изображает общий вид системы индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины согласно предпочтительному варианту воплощения.
Описание предпочтительных вариантов воплощения
В дальнейшем описании приводится раскрытие предпочтительного варианта воплощения способа индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины.
В условиях низкопроницаемых коллекторов приемистость нагнетательных скважин падает вследствие резкого увеличения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта, дренируемой в режиме плоскорадиальной фильтрации жидкости, и не соответствует потенциальным возможностям, обеспечиваемым гидродинамическими параметрами удаленной части пласта.
Стимуляция призабойной зоны пласта нагнетательной скважины представляет собой комплекс работ, проводимых на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления или улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин.
При стимуляции призабойной зоны закачиваемая жидкость не должна оказывать вредного влияния на коллекторские свойства пласта. Поэтому к закачиваемым жидкостям предъявляются следующие требования:
- закачиваемая жидкость должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;
- закачиваемая жидкость не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;
- закачиваемая жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали от ее воздействия не должна превышать 0,12 мм/год.
При этом в качестве технологической жидкости закачки для низкопроницаемых терригенных коллекторов используется жидкость, имеющая следующий состав:
3
- пресная вода не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ с плотностью 1000 кг/м;
3
- сточная (техническая) вода с не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ плотностью 1010-1050 кг/м;
3
- пластовая высокоминерализованная вода с не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ плотностью 1120-1180 кг/м.
Закачиваемая жидкость должна обладать следующими основными свойствами (совокупно или выборочно):
- быть легкопрокачиваемой по колонне труб, без создания дополнительного давления на эксплуатационную колонну;
- иметь регулируемую динамическую вязкость в пределах 5-100 мПа·с;
3
- иметь регулируемую плотность в пределах 850-1200 кг/м;
- иметь структурно-механические свойства, в частности, статическое и динамическое напряжение сдвига;
- обладать растворяющими или моющими свойствами по отношению к промысловому парафину;
- не оказывать отрицательного влияния на пласт.
Применение моющих ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б и др.) для промывки призабойной зоны скважины основано на поверхностно-активных свойствах их полярных молекул избирательно адсорбироваться и ориентироваться на поверхностях раздела «металл-загрязнения», «нефть-вода» и т.д., при этом изменяются в благоприятную сторону фазовые и энергетические взаимодействия на этих границах, проявляется «расклинивающий» эффект Ребиндера, мицеллы (пространственные агрегаты ПАВ) солюбилизируют водонерастворимые вещества. При этом моющие растворы обладают смачивающей способностью, а также важными пептизирующими, антиресорбционными, деэмульгирующими, пенообразующими свойствами.
Основное предназначение моющих растворов при промывке призабойной зоны - удаление вязких углеводородсодержащих загрязнений (окисленная нефть, асфальтено-смолистые отложения, парафиновые суспензии и агрегаты, нефтяные эмульсии и т.д.) с призабойной зоны и забоя скважины.
3
Приготовление жидкости для закачки с добавлением раствора МЛ-81Б или др. ПАВ может производиться на стационарных узлах, в мерной емкости насосного агрегата типа ЦА-320 или отдельной емкости путем постепенной дозировки МЛ-81Б или др. ПАВ в циркулирующий поток жидкости по схеме: емкость-насос-емкость. Раствор МЛ-81Б или др. ПАВ готовится в два приема: растворение МЛ-81Б или др. ПАВ в пресной воде (расчетное количество ПАВ растворяют в объеме от 0,2 до 0,5 м пресной воды), а затем этот раствор постепенно вливают при циркуляции в закачиваемую жидкость. В зимнее время затворение МЛ-81Б или др. ПАВ необходимо производить в теплой (от 20 до 50°С) воде.
Технология индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости предполагает проведение подготовительных работ в соответствии со сборником типовых процессов и регламента проведения ремонтных работ на скважинах, устанавливаемом нефтедобывающей компанией. В ходе таких работ проводится комплекс геофизических и гидродинамических исследований для определения технологических параметров обработки, объема обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, радиуса обрабатываемой зоны пласта и коэффициента пористости пласта, перфорированного интервала без учета непроницаемых пропластков, определение профиля приемистости и поглощающих интервалов в нагнетательных скважинах (расходомер - РГД, термометр).
Далее, данные, полученные в результате таких исследований подаются на блок 1 определения расчетных объемов поверхностно-активного вещества для закачиваемых жидкостей, который определяет первый расчетный объем поверхностно-активного вещества для первой закачиваемой жидкости, обеспечивающей оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке второй закачиваемой жидкости (фиг. 1). Подаваемый из водовода 2 объем воды смешивается в емкости 3 с первым расчетным объемом поверхностно-активного вещества, подаваемым из бункера 4, с помощью регулируемого устьевого дозатора 5, формируя объем первой закачиваемой жидкости. Подаваемый из водовода 2 объем воды может быть ограничен величиной известного суточного объема закачки по данной скважине, определенного на основании технологических параметров обработки любым известным из уровня техники способом. Далее, посредством использования насосного оборудования 6, объем первой закачиваемой жидкости закачивается в нагнетательную скважину 7. Закачанный объем первой закачиваемой жидкости формирует оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке второй закачиваемой жидкости.
Используя полученные в результате исследований данные, блок 1 определения расчетных объемов поверхностно-активного вещества для закачиваемых жидкостей определяет второй расчетный объем поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой жидкости. Подаваемый из водовода 2 объем воды смешивается в емкости 3 со вторым расчетным объемом поверхностно-активного вещества, подаваемым из бункера 4 с помощью регулируемого устьевого дозатора 5, формируя объем второй закачиваемой жидкости. Образованный в емкости 5 объем второй закачиваемой жидкости подается на насосное оборудование 6 и закачивается в нагнетательную скважину 7. Причем суточной объем дозы второго расчетного объема поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды и заданное время закачки второй закачиваемой жидкости составляет от 1 до 5 суток.
Эффективность стимуляции с индивидуальной подготовкой закачиваемой жидкости определяется по повторному определению текущего значения приемистости, причем, если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным, и если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, производят дополнительную корректировку второго расчетного объема поверхностно-активного вещества и обеспечивают дополнительное время закачки второй закачиваемой жидкости за заданное время.