СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
METHOD OF BOTTOM HOLE FORMATION ZONE PROCESSING

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, стимулирования и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта, в том числе в высокотемпературных скважинах, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащими различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев. «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр.28-40).
Недостатками описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных композиций.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см., например, «Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-130686». Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.).
Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки призабойной зоны.
Известен способ повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов, позволяющих воздействовать на призабойную зону скважины многократными депрессиями - репрессиями в сочетании с химическим воздействием или без него (см., например, «Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г.).
Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не обеспечивает эффективности в различных горно-геологических условиях из-за недостаточного учета химических свойств используемых растворов.
Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислотного реагента, содержащего, мас.%: соляную кислоту 8-16, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель остальное, продавку, технологическую выдержку и удаление продуктов реакции путем депрессионного воздействия, например, струйными глубинными насосами (Патент РФ №2346153, E21B 43/27, 2007 г.).
Способ недостаточно эффективен ввиду того, что не обеспечивает комплексности обработки, процесс многостадийный, требующий затрат большого количества времени, возможны срывы в выдержке технологических режимов на отдельных стадиях процесса, что негативно сказывается на технико-экономической эффективности метода. Кроме того, способ не позволяет проводить обработку в высокотемпературных пластах (выше 100°C).
Предлагаемое изобретение направлено на создание способа обработки призабойной зоны скважины при разработке нефтяных месторождений путем обработки продуктивного пласта комплексом физического и химического воздействия, обеспечивающего максимальное снижение негативных техногенных факторов, приводящих к снижению производительности скважины, и многократное стимулирование производительности низкодебитных скважин в осложненных геолого-промысловых условиях пласта, в том числе для высокотемпературных скважин с температурой до 125°C.
Поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту, а в качестве растворителя - воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидводородная кислота
0,5-5,0
Уксусная, или лимонная, или борная,
или муравьиная, или хлоруксусная,
или алкилбензосульфокислота
8,0-85,0
Поверхностно-активное вещество
0,2-5,0
Комплексообразователь
0,1-1,0
Вода
Остальное
В варианте способа поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего, галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, перед закачкой кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт, а кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту, а в качестве растворителя - воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидоводородная кислота
0,5-5,0
Уксусная, или лимонная, или борная,
или муравьиная, или хлоруксусная,
или алкилбензосульфокислота
8,0-85,0
Поверхностно-активное вещество
0,2-5,0
Комплексообразователь
0,1-1,0
Вода
Остальное
В качестве галоидводородной кислоты могут быть использованы, например:
- ингибированная соляная кислота по ТУ 2112-131-05807960-97, ТУ 6-01-04689381-85-92.
- кислота фтористоводородная по ГСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88.
- ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82, ТУ 95-157-90 или смесь галоидводородных кислот.
Используют следующие органические кислоты: кислота уксусная по ГОСТ 61-75, кислота лимонная по ГОСТ 3562-69, кислота борная по ГОСТ 9656-75, хлоруксусная кислота по ТУ 2431-286-05763458-00, муравьиная кислота по ГОСТ 5848-73, алкилбензосульфокислота по ТУ 2481-036-04689375-95.
9-12
9-6
9-4
В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ, АФ по ТУ 38.50724-87, Дипроксамин-157(-65) по ТУ 6-14-614-76 или ТУ 38-1011128-87, Сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81, Реагент СНПХ-8903А по ТУ 2458-314-05765670-2006, Катамин АБ по ТУ 6-01-816-75, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89, Реагент «Reads», РХП-10 по ТУ 2458-001-72765937-05, Дон-26 или Дон-95 или Катапав по ТУ 2484-006-04706205-93, водно-спиртовой раствор алкилдиметилбензиламмоний хлорида.
В качестве комплексообразователя могут быть использованы, например, оксиэтилендифосфонат натрия (ОЭДФК-Na) по ТУ 2439-363-05763-441-2002, Нитрилотри (метиленфосфонато)-цинк натриевая соль по ТУ 2439-004-242-10860-05, Трилон Б по ГОСТ 10652-73.
В качестве растворителя используют воду.
Кислотный реагент может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Готовый кислотный реагент представляет собой стабильную и гомогенную систему, которая обладает комплексными свойствами за счет многофункциональной химической направленности входящих в него компонентов.
3+
Органические кислоты в качестве сокомпонентов кислотного реагента придают ему свойства, позволяющие использовать реагент при высоких температурах пласта от 105 до 120°C, они менее коррозионно активны, обладают более замедленной скоростью реакции с породой пласта, проявляют свойства хорошего комплексообразователя соединений железа (Fe) и вторичных осадков. За счет низкого значения pH и сильных восстановительных свойств органическая кислотная система является эффективным растворителем минералов породы-коллектора и его кольматантов. Кроме того, предложенная композиция на основе органических кислот проявляет минимальную тенденцию к образованию нефтекислотных эмульсий и «сладж-комплексов».
В качестве продавочной жидкости может быть использована углеводородная жидкость, например безводная нефть или углеводородные растворители, пластовая вода, 3-7% водный раствор хлористого аммония, или технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др. Осуществляют технологическую выдержку рабочих растворов в пласте в статическом и/или динамическом режимах.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.
Перед проведением способа обработки призабойной зоны скважины в условиях нефтепромысла в лаборатории проводят серию экспериментов. На образцах керна, отобранного из ранее пробуренных скважин на залежи или месторождения, проводят следующие виды исследований:
- рентгеноструктурный анализ, позволяющий определить минералогический состав пород и тип глинистых компонентов;
- литолого-петрографическое исследование керна;
- по результатам данных исследований создают химическую рецептуру кислотного реагента;
- проводят фильтрационные исследования кислотного реагента на керне с целью определения наиболее эффективной, позволяющей в лабораторных условиях максимально увеличить проницаемость образцов керна после их фильтрации;
- рецептуры опытных образцов кислотных реагентов, показавших высокую интенсифицирующую способность, проверяют и адаптируют на совместимость с пластовыми флюидами месторождения или залежи;
- по необходимости исследуют на совместимость с жидкостями глушения и расклинивающим материалом в скважине - проппантом;
- проводят обработку призабойной зоны скважины в рамках формулы изобретения.
Способ осуществляют следующим образом.
Выбирают скважины-кандидаты под обработку. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), скомпонованную струйным насосом и устанавливают на расчетной глубине. В скважину через НКТ в компоновке со струйным насосом закачивают кислотный реагент, продавливают его в пласт продавочной жидкостью. После проведения выдержки на реакцию в течение 1-12 часов осуществляют депрессионное воздействие на пласт струйным насосом для извлечения продуктов реакции на поверхность. По результатам дистанционного контроля КВД, полученного с глубинного манометра на струйном насосе, определяют продуктивность скважины после воздействия и типоразмер насоса, который спускают в скважину и запускают в работу. Кроме того, операция по обработке пласта и его освоению производится за один спуско-подъем, что значительно экономит время и положительно влияет на технико-экономическую успешность способа.
Извлечение продуктов реакции, вызов притока и освоение скважины может осуществляться всеми известными в отрасли способами, например, с помощью струйного насоса или методом свабирования.
Перед закачкой кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Применение данного вида воздействия перед закачкой кислотного реагента обусловлено негативными факторами воздействия на призабойную зону способов и составов глушения скважин в период ремонта скважины. После глушения скважины жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта и может снизить его фильтрационно-емкостные свойства. Предварительное проведение имплозионного воздействия позволяет «оживить» пласт перед закачкой кислотного реагента путем получения слабого притока из пласта с одновременным выносом на забой кольматантов и собственно жидкости глушения с тем, чтобы улучшить дальнейший контакт кислотного реагента с породой пласта и загрязняющими компонентами с целью увеличить их растворимость в кислотном реагенте и глубокое проникновение в поровое пространство пласта или трещины ГРП. Дополнительно известно, что кроме очистки порового пространства имплозивное воздействие способствует образованию сети новых фильтрационных каналов в виде микротрещин, а следовательно, повышается проницаемость этой зоны.
Для имплозионного воздействия могут быть использованы следующие устройства, например, типа УСИ-3А, УИО-90, УОЗ-4, УОС.
Принцип имплозионного воздействия основан на том, что в зону продуктивного пласта на колонне НКТ спускается корпус имплозионного устройства, на штангах спускаются 2-3 соединенных между собой плунжера и начинается работа насоса, осуществляемая с помощью подъемного агрегата. При этом возникает многофакторное физическое явление - гидроудар и локальная депрессия, которые в свою очередь создают кратковременное состояние имплозии и волновой импульс с широкой гаммой частот и амплитуд. Многократные импульсы давления способствуют перемещению загрязнений из пласта в ствол скважины, после чего они втягиваются в цилиндр насоса, а затем через плунжер поступают в колонну НКТ и поднимаются на поверхность.
В период проведения технологической выдержки осуществляют депрессионное воздействие на пласт в динамическом режиме. Депрессионное воздействие осуществляют работой струйного насоса в период нахождения кислотного реагента в пласте. При проведении выдержки кислотных растворов в пласте в статическом режиме возможен риск повторного осаждения продуктов реакции в пласте, что может привести к снижению проницаемости. Проведение выдержки кислотного реагента в пласте в динамическом режиме репрессия-депрессия позволяет уменьшить время контакта кислотного реагента с породой пласта за счет увеличения площади контакта. Кроме того, циклическое движение кислотного раствора в пласте в режиме «полоскания» не позволяет продуктам реакции осаждаться в пласте, они находятся в растворенном виде, а в дальнейшем легко извлекаются из пласта в период освоения струйным насосом.
Для депрессионного воздействия могут быть использованы следующие виды струйных насосов, например, типа Мега-Импульс, СН-3М, УЭГИС-2, ЭМПИ-УГИС.
Принцип работы насоса заключается в создании необходимой депрессии на пласт за счет непосредственной передачи гидравлической энергии рабочей жидкостью подсасываемому (инжектируемому) потоку пластового агента за счет принципа инжекции. Источником гидравлической энергии являются центробежные, плунжерные или поршневые насосы с необходимыми напорами и производительностями, расположенными на поверхности, например насосный агрегат. Депрессия на пласт при таком способе создается мгновенно и легко регулируется производительностью насосного агрегата.
Предложенный способ позволяет значительно повысить успешность геолого-технических мероприятий на скважине.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по осуществлению способа обработки призабойной зоны скважины в промысловых условиях.
Пример 1
10
11
3
3
3
3
3
3
3
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №6222 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК и ЮК. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 4,0 м /сут, дебит по нефти - 2,8 м /сут, обводненность - 15%. В скважину спускают колону НКТ с компоновкой струйного насоса. Закачивают 18 м кислотного реагента №1 (из таблицы №2) и продавливают в пласт технической водой объемом 12 м. После технологической выдержки в течение 4 часов продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионно-репрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 25 м/сут, по нефти - 14,9 м/сут, обводненностью - 27%. Прирост по нефти составил 12,1 м/сут.
Пример 2
10
11
3
3
3
3
3
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №3086 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК и ЮК. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 12,0 м/сут, дебит по нефти - 8,3 м/сут, обводненность - 4%. Предварительно до закачки кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Затем проводят работы аналогично примеру 1. После технологической выдержки в течение 6 часов, продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионно-репрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 31 м/сут, по нефти - 12,6 м/сут, обводненностью - 50%. Прирост по нефти составил 4,3 м/сут.
Пример 3
10
11
3
3
3
3
3
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №2873 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК и ЮК. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 5,0 м/сут, дебит по нефти - 3,9 м/сут, обводненность - 4%. Предварительно до закачки кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Затем проводят работы аналогично примеру 1. После технологической выдержки в динамическом депрессионно-репрессионном режиме, созданном с помощью струйного насоса в течение 2 часов, продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 23 м/сут, по нефти - 17,4 м/сут, обводненностью -7%. Прирост по нефти составил 13,5 м/сут.
Пример 4
10
11
3
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №11234 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК и ЮК. Проводят работы аналогично вышеописанным примерам. Общий объем закачки составил 17 м.
Примеры 5-8 осуществляют аналогично описанным.
Пример 9 - прототип.
Данные по примерам 1-9 сведены в таблицу 1, а по составу в таблицу 2.
Результаты, представленные в таблице 1, показывают, что при использовании заявленного способа достигается значительная интенсификация притока нефти из пласта. Кроме того, применение данной технологии позволяет увеличить производительность низкодебитных и малорентабельных (убыточных) скважин действующего фонда, а также сократить бездействующий фонд, в том числе в скважинах, эксплуатирующихся в осложненных высокотемпературных условиях, поскольку перечисленный способ позволяет проводить обработку призабойной зоны скважины с температурами до 125°C.