СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
DEVELOPMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.
Известен способ обработки пласта (патент RU №2135760, МПК Е21В 43/25, опубл. в бюл. №24 от 27.08.1999 г.), основанный на том, что предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта вследствие кольматации призабойной зоны;
- во-вторых, низкая эффективность обработки пласта в сильнозакольматированной призабойной зоне скважины.
3
3
3
3
3
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2312211, МПК Е21В 43/27, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2007 г.), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции свабированием, согласно изобретению предварительно выполняют промывку скважины нефтью, обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м, закачку раствора соляной кислоты в скважину в объеме 1,5-2,0 м и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 1,5-3,5 ч, затем выполняют 4-6-кратную импульсную закачку в пласт первой порции раствора соляной кислоты в объеме 1,5-3,5 м в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа - выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, производят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, выполняют технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования, проводят закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,4-0,5 м/п.м в непрерывном режиме при давлении 1-4 МПа, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 0,8-1,0 м/п.м продуктивного пласта в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят импульсную 4-6-кратную импульсную продавку нефтью в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка, выдержка 4-6 мин, после чего проводят извлечение продуктов реакции свабированием. Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, связанный с закачкой кислоты несколькими порциями, кроме того, требующий строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;
- во-вторых, дополнительные затраты на промывку скважины нефтью, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины, и на обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м значительно повышают стоимость осуществления способа;
- в-третьих, низкая эффективность обработки пласта, заключающаяся в 4-6-кратной импульсной закачке в пласт определенного объема раствора соляной кислоты циклами: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, при этом длинные по времени циклы закачки в импульсном режиме с последующей еще более длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт;
- в четвертых, продукты реакции кислоты удаляются свабированием, что требует привлечения свабного подъемника с бригадой операторов, а это дополнительные затраты на осуществление способа.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет повышения проницаемости призабойной зоны путем воздействия на нее кислотной обработкой или углеводородным растворителем, а также упрощение технологического процесса осуществления способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции.
3
Новым является то, что перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта, на устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытой центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин, закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин, открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины, промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз, далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну, если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, а если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме, на 0,5-1 м превышающем объем вытесненного реагента из колонны труб, под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-4 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта, затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта.
На фиг.1-4 последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа.
Предлагаемый способ обработки пласта реализуют следующим образом.
Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта (приемистость, которая соответствует среднему значению приемистости скважины плюс-минус 10%), которую определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем на основании динамики изменения приемистости для конкретной скважины в процессе ее эксплуатации.
Колонну труб 1 (см. фиг.1), например колонну насосно-компрессорных труб 73 мм (НКТ), на устье скважины 2 ниже пакера 3 оснащают импульсным пульсатором жидкости 4 (любой известной конструкции), при этом между пакером 3 и импульсным пульсатором жидкости 4 устанавливают клапан 5.
В качестве пакера 3 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок пласта и закачки углеводородных растворителей в скважину (например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан, пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМО2-ЯГ1 (М)).
В качестве импульсного пульсатора жидкости 4 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2400615, МПК Е21В 28/00, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г., или патенте на изобретение RU №2241825, МПК 8 Е21В 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.
В качестве клапана 5 используют разобщитель, широко внедряемый на скважинах ОАО «Татнефть», описанный в патентах RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г., или RU №2282710, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.
Вследствие применения импульсного пульсатора жидкости осуществление способа упрощается и сокращается его длительность, а за счет применения клапана сокращается количество спуско-подъемных операций, что приводит к снижению стоимости и продолжительности обработки призабойной зоны скважины.
3
Спускают колонну труб 1 в скважину так, чтобы пакер 3 размещался выше пласта 6, а нижний конец импульсного пульсатора жидкости 4 находился напротив интервалов перфорации 6' пласта 6, после чего открывают затрубную 9 и центральную 10 задвижки и промывают скважину прямой круговой циркуляцией технологической жидкости с помощью насосного агрегата 7, например, марки ЦА-320 через емкость 8 в течение 10-20 мин, например 10 мин. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.
Затем закрывают затрубную задвижку 9 и при открытой центральной задвижке 10 производят закачку в пласт технологической жидкости по колонне труб 1 под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, например 12 МПа, в течение 5-10 мин, например 5 мин. Открывают затрубную задвижку 9 и производят излив жидкости из скважины.
Повторяют промывку и излив технологической жидкости 3-5 раз в зависимости от изменения цвета жидкости на устье скважины во время излива, что определяется визуально до прозрачной жидкости при поступлении ее в емкость.
Определяют действительную приемистость пласта под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, например, как отмечено выше, при давлении не выше 12 МПа.
Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта 6 устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну.
3
3
3
Например, действительная приемистость составила 40 м/сут при Р=12,0 МПа, а оптимальная приемистость, заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем, например, составляет 100 м/сут при Р=12,0 МПа, (скважина проработала 3 года, приемистость по годам: 110; 100; 100 м/сут).
Поэтому устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, как отмечено выше, 12 МПа.
3
3
3
Для этого при закрытой затрубной задвижке 9 с помощью насосного агрегата 7 закачивают соляную кислоту в колонну труб 1 и продавливают ее до пласта 6 технологической жидкостью, поднимают давление до 6 МПа и закрывают центральную задвижку. Таким образом, устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением 6 МПа, например, в объеме 1 м 15% НСl, например, в течение 3-4 ч при закрытых затрубной 9 и центральной 10 задвижках, например, 3 ч. Для установки солянокислотной «ванны» используют соляную кислоту синтетическую техническую по ГОСТ 857-95. Если действительная приемистость пласта 6 равна или больше оптимальной приемистости, например, 100 м/сут, то по колонне труб 1 закачивают углеводородный растворитель, например, в объеме 3 м, доводят его до пласта 6 и сажают пакер (см. фиг.2).
3
Продавливают растворитель в пласт 6 технологической жидкостью в объеме, на 0,5-1 м превышающем объем вытесненного реагента из колонны труб, под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт 6, например 14 МПа, поэтому закачку и продавку углеводородного растворителя в пласт 6 осуществляют при давлении до 14 МПа.
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78). Также в качестве углеводородного растворителя могут быть применены Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. Оставляют скважину на технологическую выдержку. Данные технологические операции позволяют повысить проницаемость призабойной зоны пласта.
3
После ожидания реакции с породой пласта 6 солянокислотной «ванны» или растворителя приводят в действие клапан 5 (см. фиг.3), например, сбросом шарика 11 в колонну НКТ 1 (см. фиг.1), созданием гидравлического давления, например, до 8 МПа, с перемещением втулки 12 (см. фиг.3) клапана 5 (см. фиг.2) вниз и открытием радиальных отверстий 13 (см. фиг.3) и отсекают импульсный пульсатор жидкости 4. Затем срывают пакер 3 (см. фиг.3), доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия 13 клапана 4 находились напротив пласта 6, переобвязывают устье скважины 2 (см. фиг.3) для обратной круговой циркуляции и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-4 ч, например 3 ч? и контролируют проток жидкости из пласта 6. После чего вновь сажают пакер 3 (см. фиг.4) в скважине 2, закрывают центральную задвижку 10 и определяют приемистость пласта 6 после его обработки закачкой технологической жидкости при давлении приемистости пласта, например, под давлением, равным 10,5 МПа. Приемистость составляет 100 м/сут.
Пример практического применения №1 (см. фиг.1-4) на скважине №13057 НГДУ «Азнакаевскнефть».
3
3
Скважина проработала 5 лет, приемистость по годам: 140; 130; 110; 110; 100 м/сут. Заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем оптимальная приемистость пласта составляет 120 м/сут при давлении приемистости пласта Р=10,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну Рмакс≤12,0 МПа.
1. Собрали компоновку (сверху-вниз), состоящую из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм, пакера, клапана, импульсного пульсатора жидкости, и спустили в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился напротив обрабатываемого пласта.
3
3
2. Произвели промывку скважины закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б по круговой циркуляции через колонну НКТ - пакер - импульсный пульсатор жидкости - клапан - затрубье - емкость - насосный агрегат - колонна труб при давлении Р=9-12 МПа (расход 5-6 л/с) в течение 15 мин. Закрыли затрубную задвижку, произвели закачку в пласт пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б при давлении Рмакс≤12,0 МПа в течение 7 мин. Открыли затрубную задвижку и излили жидкость в емкость.
3. Повторили операции по п.2 четыре раза, так как в процессе четвертого излива визуально наблюдали прозрачную жидкость при ее поступлении в емкость.
3
4. Определили действительную приемистость пласта, которая равна 70 м/сут под давлением Р=10,0 МПа, допустимое давление на эксплуатационную колонну Рмакс=12 МПа.
3
3
5. Установили солянокислотную «ванну» под давлением 6,0 МПа. Для этого при закрытой затрубной задвижке с помощью насосного агрегата закачали соляную кислоту в объеме 1,5 м 15% HCl в колонну труб и продавили ее до пласта пресной водой плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б, подняли давление до 6 МПа и закрыли центральную задвижку и оставили солянокислотную «ванну» на реагирование с породой пласта в течение 3,5 ч при закрытых центральной 10 и затрубной 9 задвижках.
6. После ожидания реагирования солянокислотной «ванны» с породой пласта привели в действие клапан, которым отсекают импульсный пульсатор жидкости.
3
7. Сорвали пакер, доспустили колонну НКТ так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив обрабатываемого пласта. Переобвязали устье скважины для обратной круговой циркуляции и обратной круговой циркуляцией вымыли продукты реакции закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б в течение 4 часов до прозрачной жидкости.
3
3
3
8. Посадили пакер в скважине, закрыли центральную задвижку и определили приемистость пласта после обработки закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б при давлении приемистости пласта, равном 10,0 МПа, при этом приемистость составила 140 м/сут, что выше, чем оптимальная приемистость пласта, которая составляет 120 м/сут при Р=10,0 МПа, что свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке призабойной зоны скважины.
Пример практического применения №2 (см. фиг.1-4) на скважине №12468 НГДУ «Азнакаевскнефть».
3
3
Скважина проработала 4 года, приемистость по годам: 100; 100; 90; 90 м/сут. Заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем оптимальная приемистость пласта составляет 90 м/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну Рмакс≤14,0 МПа.
1. Собрали компоновку и спустили в скважину, как в примере №1.
3
2. Произвели промывку скважины закачкой пресной воды по круговой циркуляции через колонну НКТ - пакер - импульсный пульсатор жидкости - клапан - затрубье -емкость - насосный агрегат - колонна труб при давлении Р=9-12 МПа (расход 5-6 л/с) в течение 20 мин. Закрыли затрубную задвижку, произвели закачку в пласт пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б при давлении Рмакс≤14,0 МПа в течение 10 мин. Открыли затрубную задвижку и излили жидкость в емкость.
3. Повторили операции по п.2 три раза, так как в процессе третьего излива визуально наблюдали прозрачную жидкость при ее поступлении в емкость.
3
4. Определили действительную приемистость пласта, которая равна 100 м/сут под давлением Р=12,0 МПа, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну Рмакс=14 МПа.
3
3
3
5. Произвели обработку пласта углеводородным растворителем Нефрас А-130/150. Для этого в колонну НКТ закачали углеводородный растворитель в объеме 2,5 м и посадили пакер, продавили углеводородный растворитель в пласт пресной водой плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б в объеме на 3,5 м больше вытесненного объема реагента из колонны НКТ под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт 15 МПа.
6. После ожидания реагирования углеводородного растворителя с породой пласта привели в действие клапан, которым отсекают импульсный пульсатор жидкости.
3
7. Сорвали пакер, доспустили колонну НКТ так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив обрабатываемого пласта. Переобвязали устье скважины для обратной круговой циркуляции и обратной круговой циркуляцией вымыли закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б продукты реакции в течение 3,5 ч до прозрачной жидкости.
3
3
3
8. Посадили пакер в скважине, закрыли центральную задвижку и определили приемистость пласта закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б при давлении приемистости пласта, равном 12,0 МПа, при этом приемистость составила 100 м/сут, что выше, чем оптимальная приемистость пласта, которая составляет 9,0 м/сут при Р=12,0 МПа, что свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке призабойной зоны скважины.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта путем предварительной промывки скважин с последующей установкой солянокислотной «ванны» или закачкой растворителя в пласт в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с последующим вымыванием продуктов реакции без свабирования.
Также упрощается технологический процесс осуществления способа и снижаются стоимость и продолжительность обработки пласта.