Способ обработки призабойной зоны пласта (варианты)
METHOD FOR TREATMENT OF THE BOTTOMHOLE FORMATION ZONE (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам воздействия на зону продуктивного пласта с целью восстановления нефтеотдачи скважин, или на призабойную зону нагнетательной скважины с целью повышения приемистости.
Одной из причин снижения продуктивности скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в фильтре обсадной колонны и непосредственно в поровом пространстве пласта по поверхности, вскрытой скважиной в так называемой призабойной зоне пласта. Осаждение АСПО происходит вследствие снижения температуры добываемого пластового флюида ниже точки кристаллизации растворенных в нем асфальтенов и парафинов.
Известен способ химического воздействия на призабойную зону пласта закачкой в интервал фильтра определенного объема растворителя углеводородов и выдерживания его на забое некоторое время (сутки и более), пока не завершится процесс очистки призабойной зоны от АСПО (см. кн.: Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - Недра, 1986 г., с.240).
Применяют также комбинированный вариант очистки от АСПО, в котором для ускорения очистки на объем растворителя, закаченный в призабойную зону, воздействуют источником вибрационных колебаний (см. кн.: Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе ПРС, М., ВНИИОЭНГ, 2002 г., с.224).
Недостатками химических способов обработки призабойной зоны являются сложность используемого оборудования по закачке химреагентов в скважину, требующая больших энерго- и трудозатрат, а также неполное их соответствие требованиям по экологии.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в зону обработки химического реагента и воздействие на призабойную зону пласта газовой смесью в виде последовательных импульсов, с давлением на фронте ударной волны, равным или превышающим горное давление в зоне обработки, с последующей дополнительной химической обработкой призабойной зоны пласта (см. пат. РФ № 2262590, МПК Е21В43/18, опуб. 20.10.2005, бюл. №29).
Недостатками известного способа являются применение сложного оборудования по закачке химреагентов в скважину, неполное его соответствие требованиям по экологии, значительные затраты на закачку химреагентов и многократное воздействие на пласт, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины.
Известен способ повышения продуктивности скважин, включающий, аккумулирование в глубинном снаряде определенного объема взрывоспособной газовой смеси, создание импульса давления взрывом газовой смеси и многократное воздействие на пласт до увеличения притока скважинного продукта без подъема глубинного снаряда, при этом давление взрыва определяют расчетным путем пропорционально гидростатического давления скважинной жидкости (см. пат. РФ № 2250986, МПК Е21В43/18, опуб. 27.04.2005, бюл. №12).
Недостатками известного способа являются значительные затраты на обработку вследствие многократного воздействия на пласт, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины, а также без учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий газодинамическое воздействие на пласт путем взрыва пиротехнического заряда, обеспечение в процессе обработки водонепроницаемого экрана, последующее удаление свабированием из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами (см. пат. РФ № 2359113, МПК Е21 В43/24, Е21 В43/18, опуб. 20.06.2009, бюл. №17), который принят за прототип.
Обеспечение водонепроницаемого экрана позволяет снизить вероятность прорыва воды из водоносного пласта, а последующее удаление из призабойной зоны кольматирующих элементов исключает снижение фильтрации нефти в зоне перфорации скважины.
Недостатками известного способа являются значительные затраты на свабирование скважины, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины, а также без учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров. Кроме того, указанный способ может применяться при обработке терригенных коллекторов с обводненностью не более 40%, и при мощности перемычки до водоносного пласта не менее 5 метров.
Технической задачей заявленного изобретения является снижение затрат и повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающего доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание в нем газогенерирующих зарядов, с последующим удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению, для обработки выбирают скважину с толщиной продуктивного пласта не менее 1,5 м и глинистостью не более 10% с минимальным расстоянием до поверхности водонефтяного контакта 4 м, с постепенным понижением продуктивности в течение 4 месяцев не менее 20%, расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, рассчитывают объем взрывов из условия образования не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%, скважину запускают в работу с увеличением отбора пластовой среды не менее 10 % от величины до обработки.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающего доставку в интервал пласта и сжигание в нем газогенерирующих зарядов, с последующим удалением из интервала пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению, для обработки выбирают нагнетательную скважину с глинистостью пласта не более 10% с минимальным расстоянием до поверхности водонефтяного контакта 4 м, с постепенным понижением в течение 4 месяцев приемистости не менее 20%, расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, рассчитывают объем взрыва из условия образования не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%, скважину запускают под закачку с расходом жидкости, соответствующим до начала снижения приемистости.
Предлагаемый способ призабойной обработки пласта осуществляется следующим образом.
Выбирается добывающая скважина с постоянным понижением продуктивности не менее 20%, или нагнетательная скважина со снижением приемистости также на 20%, в течение 4 месяцев.
В добывающей скважине выбирают, как минимум, один продуктивный пласт толщиной не менее 1,5 м и с глинистостью не более 10%. При этом нижняя граница пласта должна находится на расстоянии не менее 4 м от поверхности водонефтяного контакта (ВНК).
В пласте определяют расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, образованной кольматантами, состоящей из АСПО, частиц горных пород, солей, оксидов.
Исходя из параметров пласта, расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров, рассчитывают объем взрыва (быстрого горения), обеспечивающего формирование не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%. Далее, на основании результатов расчета, готовят заряды с последующим газодинамическим воздействием на пласт в результате взрывов. После образования новых трещин скважинной жидкостью извлекают из скважины кольматирующие элементы.
Добывающую скважину запускают в работу с увеличением отбора пластовой среды не менее 10% от величины до обработки.
Пояснения по выбору требуемых параметров пласта и его расположения относительно водоносного пласта.
При толщине пласта менее 1,5 м сложно обеспечить трещины достаточной протяженности по всем направлениям.
В продуктивном пласте глинистостью менее 10%, если снижение продуктивность происходит постепенно и за достаточно продолжительное время, в течение не менее 4 месяцев, то основной причиной снижения объема притока нефти является сужение трещин и пор за счет накопления в каналах кольматантами, состоящими из АСПО, частиц горных пород, солей, оксидов.
В пласте с глинистостью более 10% не гарантируется смыкание со временем вновь образованые трещины.
С целью обеспечения превышения длин вновь образуемых, не менее трех трещин, размеров зоны повышенного гидравлического сопротивления, расчетный объем взрывов с гарантированным запасом. Объем взрывов должен обеспечить превышение длины новых трещин на 33% зоны повышенного сопротивления.
При малом расстоянии от нижней границы продуктивного пласта до поверхности ВНК, не превышающем 4 м, возможна вероятность распространения ударной волны от газодинамического воздействия до границы пласта. Это может привести к обводнению продуктивного пласта поступающей из близко расположенного водоносного пласта воды по вновь раскрытым порам.
Нагнетательную скважину запускают под закачку с расходом жидкости, соответствующим до начала снижения приемистости.
Таким образом, реализация предлагаемого способа требует относительно небольших затрат при обеспечении высокой продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины после обработки призабойной зоны пласта.
Пример реализации предлагаемого способа.
Провели анализ работы добывающих скважин в течении 4 месяцев на участке нефтяной залежи. Определили скважину, в которой происходило снижение продуктивности на 20 % в течении 4 месяцев. Скважина эксплуатируется с отбором продукции из двух продуктивных пластов толщиной 1,5м и 5,5 метра на терригенных отложениях девона Д1 а и б1.
Согласовали специальный план на проведение работ на скважине с применением газогенерирующих зарядов. Смонтировали оборудование для подземного ремонта скважин (ПРС). Произвели подъем насосно-компрессорных труб (НКТ) с электропогружным насосом (УЭЦН). Произвели спуск НКТ технологического комплекта с пером и шаблоном диаметром d=120мм до глубины 1700 метров. Прошаблонировали эксплуатационную колонну до глубины 1700 метров. Промыли забой с спуском пера до глубины 1740 метров технической жидкостью плотностью 1,00г/см3, с добавкой 0,1% ПАВ типа МЛ-81Б в объеме 63,3м3 обратной промывкой с циркуляцией через желобную систему. Подняли технологическую компоновку с глубины 1740 метров. Провели определение уровня жидкости от устья, который составил 80 метров. Установили геофизический подъемник на расстоянии 30 метров от устья скважины. Произвели обработку скважины с применением газогенерирующих зарядов согласно специальному плану работ. Смонтировали и спустили компоновку: НКТ, насос УЭЦН 5-125-1550 с газосепаратором и протекторной защитой, обратный клапан ШОК 2,5", монтажный патрубок длиной 0,5м, шламоуловитель, сливной клапан. Произвели опрессовку глубинно-насосного оборудования (ГНО) при Рн/к=4,0/3,8 МПа в течение 15 минут. Опрессовка показала герметичность ГНО. Собрали устьевую арматуру. Запустили скважину в работу. Дебит скважины составил 147т/сут., что больше на 11 % от величины до воздействия.