СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
WELL BOTTOMHOLE ZONE TREATMENT METHOD

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин, при очистке каналов продуктивного пласта и т.п.
Для понимания существа вопроса следует отметить, что кислотная обработка (далее - СКО) призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) чаще всего выполняется при обработке с целью увеличения нефтедобычи. Также она может быть составной частью капитального ремонта скважин. Причем следует отметить, что при кислотной обработке (в том числе и при капитальном ремонте) спускают специальное технологическое оборудование, которое после обработки следует извлечь из скважины, а затем спустить насосное оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины. Но при выполнении этих операций требуется обязательно произвести глушение скважины путем закачки различных жидкостей глушения, которые отрицательно влияют на поры нефтяного пласта и в большинстве случаев вновь частично их кольматируют. А значит, эффективность кислотной обработки очень сильно снижается.
Из уровня техники в большинстве случаев известны способы обработки призабойной зоны пласта, в которых главный упор сделан на используемый кислотный состав или на чередование его закачки с другими жидкостями, которые в совокупности направлены на обеспечение требуемой растворяющей способности пор нефтяного пласта.
Например, известен классический способ солянокислотной обработки ПЗП закачкой раствора соляной кислоты или ее смеси с плавиковой кислотой (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432); известен способ обработки ПЗП путем закачки смеси соляной и плавиковой кислоты с хлоридом кальция в виде обратной эмульсии в керосине (Патент РФ №2173776); путем последовательной закачки в пласты нефтяной эмульсии, материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и затем поинтервально раствор кислоты в нефтяные пласты (Патент РФ №2092686) и другие.
Недостатками всех указанных способов является недостаточная эффективность обработки, ввиду того, что последующее глушение скважины для обеспечения вывода скважины в эксплуатацию приведет к частичной кольматации обработанного пласта продуктами жидкости глушения.
Из уровня техники также известны способы обработки ПЗП с помощью кислоты, в которых используются различные технологические приемы с целью снижения отрицательного влияния жидкости глушения.
Например, известен способ заканчивания скважины (Патент РФ 2490442), в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу.
Недостатком указанного способа является то, что при реализации операций этого известного способа кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении (водородный показатель рН<4). А кроме того, при операции глушения скважины, которая присутствует в известном способе, будет создана определенная репрессия на пласт, за счет чего сама жидкость глушения может проникать в пласт, привнося с собой взвешанные частицы, которые загрязняют призабойную зону ствола скважины, уменьшая ее продуктивность. Более того, сама жидкость глушения (как правило, вода различной степени минерализации) может изменять межфазное натяжение на границе вода-нефть, тем самым зачастую снижая фазовую проницаемость по нефти. Хотя и могут применяться различные жидкости глушения, которые нивелируют указанное отрицательное воздействие, например вязкоупругие системы (ВУСы) и др., однако для их использования требуются специальные операции, и они являются очень дорогими.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ 2304710), в котором разобщают обрабатываемый пласт от межтрубного пространства скважины пакером. Проводят закачку в интервал продуктивного пласта нефтекислотной эмульсии, причем продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку не менее 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластового флюида. Промывают и осваивают скважину, т.е. спускают насос или выводят на фонтанный режим эксплуатации. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии в известном способе используют эмульсию, содержащую, об. %: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный известный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии.
Недостатком известного решения является снижение достигнутой эффективности при обработке призабойной зоны скважины относительно потенциальной, т.к. в этом случае для дальнейшего спуска насоса и эксплуатации скважины все же необходимо глушить скважину, что, как показывает практика, в обязательном порядке приведет к частичной кольматации пор пласта. Кроме того, необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (не менее 20-30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Если же в известном способе имеется несколько продуктивных пластов, которые требуют обработки, то кислотная эмульсия может уйти в один наиболее проницаемый пропласток, оставив остальную часть разреза необработанной.
В предлагаемом же способе обработка пласта осуществляется селективно, т.е. отдельно каждый интервал пласта обрабатывается путем использования технологической колонны НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом обработки призабойной зоны скважины, согласно которому производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины, проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта, осуществляют технологическую выдержку, выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции, проводят глушение скважины, осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу, при этом новым является то, что перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине, при этом технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом ИП и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан, после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта, а глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения, затем производят распакеровку верхнего пакера, а перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины.
Скважинный циркуляционный клапан выполнен с возможностью обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения затрубного давления над давлением в НКТ.
Обратный клапан, которым снабжен открытый конец колонны НКТ, выполнен в кислотостойком исполнении.
Свабирование выполняют с использованием желонки на кабеле.
В качестве жидкости глушения используют пресную или минерализованную воду.
В качестве посадочного инструмента используют гидравлический или механический посадочный инструмент.
Время технологической выдержки составляет от 0,5 до 24 часов.
При наличии в скважине нескольких требующих кислотной обработки пластов каждый из них обрабатывается по отдельности путем использования двух пакеров, разобщающих интервал обрабатываемого пласта от другого пласта и от межтрубного пространства.
Поставленный технический результат обеспечивается за счет следующего.
Существенный объем добычи углеводородов приходится на карбонатный тип коллектора. Для повышения нефтеотдачи пластов проводят обработку призабойной зоны пласта скважин кислотными реагентами. Кислота воздействует на породу, растворяя ее, при этом образуются червоточины и проницаемые каналы, что в конечном итоге увеличивает продуктивность скважины.
При этом необходимый комплекс и последовательность технологических операций после непосредственно обработки ПЗП порой вызывают обратный эффект, снижая успешность кислотного воздействия. Так проведением технологической операции по свабированию после обработки ПЗП добиваются очистки образованных каналов от примесей и вынос продуктов реакции. На данном этапе уже можно судить об эффективности СКО по гидродинамическим параметрам скважины (поведение динамического уровня). Последующая вынужденная операция по глушению скважины, в обязательном порядке требуемая для извлечения технологического оборудования и спуска насосной установки, чаще всего приводит к загрязнению ПЗП за счет попадания и проникновения жидкости глушения в призабойную зону пласта. Отрицательный эффект глушения связан как с недостаточной степенью очистки воды от механических примесей, так и с изменением фазовой проницаемости ПЗП. Также, не обладая зачастую информацией об истинном пластовом давлении в ПЗП по причине редкого проведения необходимых исследований, применяется жидкость глушения плотностью выше требуемой, что приводит к поглощению пластом больших объемов воды и кольматированию пор пласта.
Для решения указанного негативного эффекта предлагается применять для глушения вязкоупругие системы, но которые не всегда применяются из-за сложности приготовления и высокой стоимости.
Предлагаемый способ, в результате последовательно проводимых заявляемых операций и используемого комплекса оборудования при этом, решает задачу полного исключения попадания жидкости глушения в пласт, возможности использования любых жидкостей глушения, в том числе таких экономичных, как пластовая вода или минерализованные растворы, причем используемые без дополнительной очистки от мехпримесей и без учета их плотности.
Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа производят спуск в скважину комплекта определенной компоновки оборудования, состоящей из технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, с двумя пакерами, обеспечивается разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства, чтобы закачиваемый кислотный состав обрабатывал целенаправленно только нужный интервал, не задевая другие, возможно водонасыщенные, которые могут вызвать приток пластовой воды в скважину.
Благодаря тому, что колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом, например гидравлическим или механическим, обеспечивается возможность в дальнейшем оставить нижний пакер с обратным клапаном в автономном положении.
А за счет того, что дополнительно над верхним пакером в колонне НКТ устанавливают скважинный циркуляционный клапан, обеспечивается циркуляция жидкости глушения через затрубное пространство в НКТ, не задевая обработанный пласт, а значит, не вызывая его кольматацию, что повышает эффективность обработки.
Выполнение после технологической выдержки операции по перепосадке обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта позволяет сократить объем свабирования за счет отсечения затрубного пространства пакерами и позволяет оставить нижний пакер с обратным клапаном для дальнейшей эксплуатации скважины в автономном положении в необходимом месте, а именно над верхней залежью.
Благодаря тому, что после свабирования через скважинный циркуляционный клапан производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, из межтрубного пространства скважины и из колонны НКТ жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой, обеспечивается создание равновесной системы, когда пластовое давление компенсируется созданным в скважине столбом жидкости глушения. Причем можно не подбирать жидкость глушения определенной плотности, боясь, что в случае избыточной плотности будет непременное поглощение ее пластом, с вытекающими негативными последствиями, а в преимущественном варианте можно просто брать жидкость глушения даже с заведомо избыточной плотностью.
Распакеровка верхнего пакера в заглушенной скважине необходима для того, чтобы провести операции по оставлению в автономном положении нижнего пакера с обратным клапаном. Это обусловлено тем, что при всех последующих операциях глушения в скважине, например, если надо поменять насос при выходе его из строя, жидкость глушения просто не проникнет ниже указанных пакера и обратного клапана и не загрязнит призабойную зону пласта, оставив ее чистой, не закольматированной, за счет этого не снизится дебит скважины, скважина быстрее выйдет на прежний режим эксплуатации. При отсутствии же в скважине этого пакера с обратным клапаном жидкость, как правило, попадает в пласт, а т.к. она обычно не чистая, заносит туда взвешенные частицы, мусор, который забивает поры и каналы, ухудшая приток и, как следствие, снижая дебит. Далее запустив насос еще условно две недели, а то и месяц достаем из пласта эту воду и грязь, что не удается сделать на 100%, и продуктивность скважины, ее дебит, как правило, в 80% случаев снижается и снижается существенно.
Операция отсоединения посредством ИП технологической колонны НКТ от нижнего пакера и позволяет оставить в автономном положении нижний пакер с обратным клапаном. Извлечение технологической колонны НКТ из скважины после операции глушения является обязательным и традиционным техническим приемом для последующих целей освоения скважины, т.к. технологические НКТ, на которых проводятся СКО, это специальные трубы, они более корозионно-стойкие, более прочные и т.п., а дальнейшая эксплуатация скважины с насосом производится посредством простых НКТ, которые не выдерживают долго прокачку кислоты, высокие давления и др.
А далее производят традиционные операции по спуску в скважину глубинного насоса, который обеспечит вынос флюидов в процессе эксплуатации. Затем осуществляют запуск скважины в работу путем пуска насоса.
Таким образом, поставленный технический результат: обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения (причем неоднократно, даже при последующей эксплуатации скважины), при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без подбора их плотности достигается за счет совокупности операций предложенного способа и за счет использования при реализации в определенной последовательности этих операций, а также за счет заявленной компоновки технологической колонны НКТ и дополнительного оборудования на ней.
При реализации предлагаемого способа осуществляют операции в нижеуказанной последовательности:
- производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины и от забоя или от другого пласта;
- для этого в скважину опускают технологическую колонну НКТ (кислотостойкую, выдерживающую высокие давления закачки кислотного раствора) с открытым концом, который снабжают обратным клапаном (в кислотостойком исполнении), и с размещением на колонне двух пакеров, которые и обеспечивают разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства;
- при этом указанную колонну НКТ над каждым пакером снабжают посадочным инструментом (ИП), например, гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ), предназначенным для обеспечения автономного размещения в скважине нижнего пакера и обратного клапана, и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан (КЦ), который предназначается для проведения операции замещения жидкости в НКТ и в межтрубье (затрубье) жидкостью глушения;
- после размещения двухпакерной установки в рабочем положении таким образом, что бы нижний пакер был ниже целевого обрабатываемого интервала пласта, а верхний пакер был расположен выше указанного интервала, из емкости, расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по НКТ в интервал обрабатываемого продуктивного пласта кислотного состава, например в виде 15%-ного водного раствора соляной кислоты или ее смеси с другими реагентами;
- после закачки осуществляют технологическую выдержку кислотного состава в течение от 0,5 до 12-24 часа, в зависимости от характеристик кислотного состава;
- при необходимости повторяют такую же обработку на другие требующие обработки интервал/интервалы, предварительно разобщив этот нужный интервал посредством двух пакеров от межтрубного пространства и от другого пласта-интервала;
- после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта путем срыва пакеров в транспортное положение за счет натяжения НКТ и поднятия НКТ;
- затем выполняют свабирование, например, с использованием желонки на кабеле и последующее извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем циклического повторения операций спуска и подъема указанной желонки в НКТ;
- далее, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции через скважинный циркуляционный клапан, например марки КС производства НПФ «Пакер» г. Октябрский, который был ранее установлен на колонне НКТ над верхним пакером, производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, находящейся в межтрубье и в колонне НКТ, любой жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой;
- в заглушенной скважине производят распакеровку верхнего пакера. Для этого производят натяжение технологических НКТ до нагрузки, не превышающей нагрузку перевода нижнего пакера в транспортное положение (например, не более 12 тонн);
- затем посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера. Для этого в НКТ, например, бросают специальный шар, который, опустившись на ИП за счет посадки в специальное седло, позволяет создать избыточное давление в колонне НКТ, за счет которого срезаются специальные штифты в ИП, и происходит отсоединение. Механизм отсоединения также может быть другим, например механическим, за счет обратного вращения колонны НКТ;
- и извлекают указанную колонну НКТ из скважины путем ее подъема на поверхность;
- спускают на НКТ в скважину глубинный насос, производительность которого подбирается таким образом, что бы обеспечить необходимый режим эксплуатации скважины;
- и запускают скважину в работу путем запуска насоса.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 приведена компоновка колонны НКТ для реализации предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины; на фиг.2 - компоновка со спущенным насосом для эксплуатации скважины.
Указанная компоновка НКТ, которая необходима для реализации заявляемого способа, состоит из спущенной в скважину 1 технологической колонны 2 насосно-компрессорных труб, которая снабжена двумя пакерами 3 и 4, один из которых 3 размещается выше интервала продуктивного пласта 5, другой 4 отсекает этот пласт 5 от забоя 6. В качестве пакера могут быть использованы, например, ПРО-ЯВЖ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский. Колонна 2 НКТ открытым концом 7 спущена ниже второго пакера 4 и снабжена обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и наоборот допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины. При этом технологическую колонну 2 НКТ над каждым пакером 3 и 4 снабжают инструментом посадочным гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ) 9, например марки ИПГ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенным для отсоединения технологической колонны НКТ от оставляемых в автономном положении нижнего пакера 4 и обратного клапана 8. Дополнительно над верхним пакером 3 устанавливают циркуляционный клапан 10, например марки КЦ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенный для обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения давления в затрубье над давлением в НКТ на определенную величину (ее можно заранее задать на КЦ).
Реализацию предлагаемого способа с использованием выполненной компоновки технологического оборудования выполняют следующим образом. В скважину 1 спускают технологическую колонну 2 НКТ с открытым концом 7, который снабжают обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и, наоборот, допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины и с размещением на колонне 2 двух пакеров 3 и 4, обеспечивающих разобщение интервала обрабатываемых пластов 13 или 5 от забоя и межтрубного пространства 11. Благодаря им можно поинтервально производить обработку пласта 5 или пласта 13 таким образом, чтобы обеспечить индивидуальную его закачку в какой-то из этих пластов. На фиг.1 показано разобщение пласта 5 от забоя 6 и от затрубного пространства 11. Далее из емкости (на чертеже не показана), расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по колонне 2 НКТ в интервал продуктивного пласта 5 кислотного состава.
3
Осуществляют технологическую выдержку этого кислотного состава в течение от 0,5 часа до 24 часов, в зависимости от применяемого состава кислотного состава, характеризующегося, в том числе, скоростью реакции. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров 3 и 4 таким образом, чтобы они оба оказались расположены выше интервала обрабатываемого пласта 5, путем натяжки колонны НКТ 2 срываются в транспортное положение пакера и поднятием НКТ на необходимую величину повторно пакеры устанавливают. Далее выполняют свабирование, т.е. извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем применения промышленного комплекса геофизической партии, когда сваб (устройство типа обратной воронки, желонки) циклами спускается на кабеле в НКТ и при последующем ходе вверх извлекает на дневную поверхность в емкость жидкость из НКТ. Затем, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции, через скважинный циркуляционный клапан 10, который был ранее установлен на колонне 2 НКТ над верхним пакером 3, производят замещение жидкости, находящейся в межтрубье 11 и в колонне 2 НКТ, любой жидкостью глушения, например технической водой плотностью 1,05 г/см. За счет этого в НКТ устанавливается столб жидкости глушения, вытесняя продукты реакции. Далее в заглушенной скважине 1 производят распакеровку верхнего пакера 3, для этого производят натяжение НКТ наземным подъемником. Затем посредством ИПГ 9 отсоединяют технологическую колонну 2 НКТ от нижнего пакера 4 (пакер 4 и обратный клапан 8 остаются на своем месте в скважине). Для этого, например, в вариации гидравлического действия разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара в НКТ. Извлекают указанную колонну 2 НКТ из скважины 1 промышленным подъемником. Спускают в скважину глубинный насос 12 (фиг. 2), включают его. Скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят в эксплуатацию.
Таким образом, предлагаемый способ обработки ПЗП имеет следующие преимущества перед известными:
- после кислотной обработки предлагаемым способом обеспечивается гарантированное сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий;
- ожидается получение большего прироста суточного дебита нефти после кислотной обработки призабойной зоны скважины, чем при обычной кислотной обработке скважины. Получение большего дебита приводит к повышению экономической эффективности эксплуатации скважины.
- оставляемый в скважине пакер 4 с обратным клапаном 8 позволяет сократить затраты по последующему глушению скважины (например, для смены насоса) за счет возможности применения жидкости с заведомо большей плотностью без ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта.