СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
TREATMENT METHOD OF BOREHOLE ZONE OF PRODUCTIVE FORMATION

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти.
Аналогом изобретения является способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2583104 от 10.05.2016 г), характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, следующего состава, об. %: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; остальное техническую воду; оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП, и кислотной композицией, увеличивающей диаметр поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП, следующего состава, об. %: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное.
Недостатком данного способа является низкая эффективность при обработке призабойной зоны пласта, ввиду выпадения вторичных осадков после нейтрализации кислот и образования стойких эмульсий при контакте кислотных составов и пластовых флюидов, при этом кислота проникает в наиболее проницаемые пропластки и воздействию подвергается незначительная часть пласта. При обработке указанным способом увеличивается степень обводненности продукции вследствие расширения заколонных перетоков в водонасыщенные слои.
Прототипом изобретения является способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта (Патент RU 2542016), заключающийся в том, что спускают в скважину на колонне труб установленные последовательно снизу вверх гидроимпульсное устройство, струйный насос, подают жидкостную среду в гидроимпульсное устройство и воздействуют этой средой на прискважинную зону продуктивного пласта с одновременной откачкой с помощью струйного насоса жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность, при этом дополнительно на колонне насосно-компрессорных труб перед гидроимпульсным устройством установлен глубинный манометр, а в качестве гидроимпульсного устройства используют ротационный гидравлический вибратор для создания гидромониторного и импульсно-кавитационного истечения вдоль интервала перфорации, при этом воздействие на структуры пласта с флюидом осуществляют путем возбуждения резонансных колебаний столба жидкости в скважине за счет совпадения частоты пульсаций ротационного гидравлического вибратора и собственной резонансной частоты обсадной колонны с флюидом, находящейся ниже ротационного гидравлического вибратора и являющейся резонатором типа «органная труба».
Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке призабойной зоны пластов, содержащих обводненные, высокопроницаемые пропластки, за счет высокой обводненности продукции.
Задачей изобретения является усовершенствование способа обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, позволяющее повысить эффективность при обработке ПЗП добывающих скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения продолжительности положительного эффекта по результатам обработок.
Техническим результатом является увеличение дебита скважины по нефти и снижение обводненности в добываемой продукции.
Технический результат достигается тем, что способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий спуск в скважину установленных последовательно снизу вверх на колонне насосно-компрессорных труб ротационного гидравлического вибратора и струйного насоса, подачу жидкостной среды в ротационный гидравлический вибратор, интенсифицирующее виброволновое воздействие жидкостной среды на прискважинную зону продуктивного пласта с одновременной откачкой с помощью струйного насоса жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность, при этом после откачки жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность, осуществляют закачку тампонажного состава, выдерживают до его затвердевания, затем закачивают углеводородный растворитель, выдерживают 1-2 часа, затем закачивают кислотный состав с расходом до 3 л/с через ротационный гидравлический вибратор при непрерывном его вращении и возвратно-поступательном перемещении со скоростью 0,2-0,5 м/с вдоль интервала перфорации, затем продавливают буферной жидкостью и выдерживают 1,5-2 часа, а после производят откачку продуктов реакции и непрореагировавшего кислотного состава с помощью струйного насоса, при этом закачку тампонажного состава, закачку углеводородного растворителя, закачку кислотного состава и откачку продуктов реакции и непрореагировавшего кислотного состава осуществляются за одну спуско-подъемную операцию.
Увеличение дебита скважины по нефти достигается за счет повышения очистки фильтрационных каналов скважины. Очистка фильтрационных каналов скважины достигается за счет закачивания углеводородного растворителя и кислотного состава в призабойную зону скважины. Закачивание углеводородного растворителя способствует отмыву призабойной зоны пласта от асфальто-смоло - парафиновых отложений с целью повышения эффективности проведения дальнейшей кислотной обработки, что способствует увеличению диаметра поровых каналов и пропускной способности низкопроницаемых пропластков.
Закачивание кислотного состава с расходом до 3 л/с и скоростью перемещения вибратора вдоль интервала перфорации 0,2-0,5 м/с позволяют равномерно распределить кислотный состав по радиусу и толщине интервала перфорации. Понижение скорости способствует интенсивному реагированию головной части раствора, а повышение скорости закачки ведет к прорыву состава в проницаемые пропластки, снижению равномерности охвата пласта кислотным воздействием по толщине и радиусу. Гидроимпульсное воздействие при закачивании кислоты через ротационный гидравлический вибратор приводит к увеличению равномерности охвата пласта кислотным воздействием по радиусу и толщине, вовлечению в разработку не дренированных участков пласта, в результате - к равномерному увеличению проницаемости коллектора после обработки и увеличению дебита скважины. Суммарный объем кислотной композиции для обработки пласта определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле:
2
Q=π*R*Н*m*Kн,
где: Q - объем приготовленной кислотной композиции, м;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость,%;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности пласта.
Выдерживание кислотного состава в течение 1,5-2 часа способствует достаточному протеканию реакции кислоты с породой пласта, при этом увеличение заявленного времени не приводит к увеличению эффекта, а уменьшение времени выдержки может привести к тому, что часть раствора не успеет прореагировать с отложениями или породой.
Снижение обводненности в добываемой продукции достигается за счет изоляции высокопроницаемых пропластков тампонирующим составом, закачивание в пласт которого происходит через ротационный гидравлический вибратор в высокопроницаемые обводненные интервалы. Закачка тампонажного состава и выдерживание в течение времени, зависящего от пластовой температуры и вида тампонажного состава, необходимого для его затвердевания, при этом происходит изоляция в продуктивном пласте, что позволяет отключить водоносные пропластки и закрепить на длительное время положительный эффект после кислотных обработок.
Осуществление закачки тампонажного состава, закачки углеводородного растворителя, закачки кислотного состава и откачки продуктов реакции и непрореагировавшего кислотного состава за одну спуско-подъемную операцию позволяет повысить эффективность при обработке ПЗП добывающих скважин и сократить время обработки.
Изобретение поясняется чертежом, приведенным на фиг. 1, где представлена схема установки для реализации способа обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающая скважину 1, внешнюю колонну насосно-компрессорных труб 2, внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб 3, струйный насос 4, ротационный гидравлический вибратор 5, продуктивный пласт 6.
Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта осуществляют следующим образом.
Спускают в скважину 1 на внешней колонне насосно-компрессорных труб 2 струйный насос 4 с ротационным гидравлическим вибратором 5. Подают рабочую жидкость и осуществляют интенсифицирующее виброволновое воздействие жидкостной среды на прискважинную зону продуктивного пласта 6. При этом происходит удаление песчаной пробки, очистка забоя, фильтрационных каналом интервала перфорации от кольматирующих частиц с одновременной откачкой с помощью струйного насоса 4 жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность.
После откачки жидкостной среды осуществляют закачку тампонажного состава через ротационный гидравлический вибратор 5 и выдерживают до затвердевания. (Время затвердевания указывается производителем тампонажных составов, в зависимости от пластовой температуры).
После закачивают углеводородный растворителя в призабойную зону скважины 1, выдерживают 1-2 часа, затем осуществляют закачивание кислотного состава при гидроударно-импульсном воздействии на структуры продуктивного пласта 6. В процессе закачки осуществляют возвратно-поступательное перемещение ротационного вибратора 5 вдоль интервала перфорации на скорости 0,2-0,5 м/с, продавливают кислотную композицию из труб в пласт 6 посредством буферной жидкости, затем выдерживают 1,5-2 часа, а после производят откачку продуктов реакции и непрореагировавшего кислотного состава.
После выдержки осуществляется отбор продуктов реакции струйным насосом 4. В мерниках осуществляют гравитационное отделение нефти и кислотного состава. Проводят оценку рН отобранного кислотного состава, при рН меньше 3 цикл закачки кислотного состава повторяют после отделения нефти и мехпримесей.
Пример конкретной реализации способа.
В скважину №139 (экспл. колонна: 168 мм., дл. 2217 м, текущий забой: 2029 м, пластовое давление 17,5 МПа. Интервал перфорации: 2127-2082 м.)
3
3
Спускают компоновку на глубину 2019 м (на 10 м выше текущего забоя). Осуществляют разрушение глинисто-песчаной пробки через ротационный гидравлический вибратор, очистку интервала перфорации от кольматирующих частиц пластовой водой (γ=1,005 г/см V=35 м (1,5 объема скважины от устья до приема насоса с вычетом объема спущенного металла). Компоновка перемещается вдоль интервала перфорации возвратно поступательно. Доходят до глубины 2217 м. Промывку прекращают после того как, на поверхности рабочей жидкости не будет мехпримесей.
Проводят подъем компоновки до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 2127 м. В соответствии с приемистостью скважины 20 м3/сут и рецептурой производителя, 2 м3 Акор-БН разводится с технической водой 2 м3 и закачивается через ротационный гидравлический вибратор в интервал перфорации при перемещении компоновки снизу вверх, продавливается буферной жидкостью в объеме скважины. Затем поднимают компоновку на глубину 2072 м и оставляют на время выдержки тампонирующего состава в скважине 48 часов.
Опускают компоновку до нижних отверстий интервала перфорации и начинают закачивание углеводородного растворителя - ацетона. В объеме 0,5-0,4 м3 на один метр интервала перфорации. Выдерживают 2 часа.
Приготавливают кислотный состав, в объеме определенном по формуле: Q=π*R*Н*m*Kн. Объем продавочной жидкости принимается в объеме насосно-компрессорных труб, в качестве продавочной жидкости используется нефть. Ожидают время реакции кислотного состава с породой - 2 часа. После этого включают поверхностный насос и с помощью работы струйного насоса отбирают продукты реакции и непрореагирующий кислотный состав на депрессии 0,8-1,5 МПа.
После этого колонну НКТ с компоновкой поднимают, производят спуск штатного насосного оборудования и запуск скважины в работу.
Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических исследований по определению коэффициента продуктивности и профиля притока. Прирост дебита составил 7,8 т/сут., средняя продолжительность эффекта - 11 мес, дополнительная добыча пластового флюида составила 1646 т/скв. Полученный результат по описанному способы на 37% больше, чем результат промышленной апробации прототипа настоящего изобретения