СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
TREATMENT METHOD OF LAYER BOTTOMHOLE

Изобретение относится к области добычи нефтепродуктов, в частности к методам воздействия на зону продуктивного пласта с целью восстановления нефтеотдачи скважин.
Одной из причин снижения продуктивности скважин является активное отложение асфальтосмолопарафинового вещества (АСПО) в фильтре обсадной колонны и непосредственно в поровом пространстве пласта по поверхности, вскрытой скважиной в так называемой призабойной зоне пласта (ПЗП).
Осаждение АСПО происходит вследствие снижения температуры добываемого пластового флюида ниже точки кристаллизации растворенных в нем асфальтенов и парафинов. Особенно интенсивно процесс снижения температуры происходит при движении пластового флюида через наружную поверхность фильтрации пласта и через отверстия фильтра обсадной колонны (эффект Джоуля-Томсона), где и происходит активное выпадение АСПО из коллоидного раствора, представляющего собой в основном эмульсию нефти в воде.
Указанный процесс существенно повышает гидравлическое сопротивление ПЗП и фильтра колонны, приводящее к снижению продуктивности скважин.
Существуют различные методы и средства для очистки фильтра и ПЗП от АСПО.
Известны способы химического воздействия на ПЗП с закачкой в интервал фильтра определенного объема растворителя углеводородов и выдерживания его на забое некоторое время (сутки и более), пока не завершится процесс очистки ПЗП от АСПО. (Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - Недра, 1986 г., с.240).
Для ускорения процесса очистки в некоторых случаях закачивают растворитель, подогретый до определенной температуры (Разницын В.В. «Методы борьбы с парафином на месторождении Узень». - Нефтепромысловое дело, - М., ВНИИОЭНГ, 1979 г., Вып.10, с.26-27).
Применяют также комбинированный вариант очистки от АСПО, в котором для ускорения очистки на объем растворителя, закаченный в зону ПЗП, воздействуют источником вибрационных колебаний (Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе ПРС, М., ВНИИОЭНГ, 2002 г., с.224).
Недостаток химических методов заключается в сложности используемого оборудования по закачке химреагентов в скважину, требует больших энерго- и трудозатрат, а также в несоответствии требованиям по экологии.
Известен способ очистки ПЗП, основанный на применении разогрева ПЗП с помощью электроиндукционных преобразователей с одновременной обработкой зоны разогрева ультразвуковыми колебаниями от специальных источников (Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязкой нефти. - М., Нефть и газ, 1996 г., с.28).
Недостаток способа заключается в том, что он требует трудоемких спускоподъемных операций по доставке источников в ПЗП и больших энергозатрат по ее разогреву.
В последние годы были разработаны более эффективные технологии очистки ПЗП от АСПО, частично лишенные указанных недостатков.
Известна технология термогазобарического воздействия на ПЗП, основанная на создании в ПЗП высокой температуры и давления с помощью сжигания в ней порохового заряда (ПЗ), спущенного в зону обработки на каротажном кабеле (Пат. РФ №2072423, «Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления», приоритет 12.04.1996 г., опубликовано 27.01.1997 г., бюл. №3). Температура, давление и длительность воздействия регулируются в этом случае с помощью подбора соответствующего типа ПЗ и соотношения его размеров с габаритами обрабатываемого участка ПЗП.
В процессе сгорания ПЗ в ПЗП образуется высокотемпературный парогазовый пузырь, пульсации которого оказывают активное репрессионно-депрессионные воздействие на ПЗП и фильтр колонны, приводящее не только к их активной очистке от АСПО, но также к аномальному газодинамическому воздействию через отверстия фильтра на поверхность горной породы с образованием в ней дополнительных фильтрационных каналов (микротрещин).
В качестве прототипа к заявляемому способу взят способ по патенту №2072423, «Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления».
Известный способ включает доставку в интервал продуктивного пласта депрессионной камеры и сжигание в нем пиротехнического заряда с выделением газов и создание депрессии, в котором предварительно скважину заполняют жидкостью с повышенной плотностью и создают давление столба жидкости, соответствующее пластовому давлению, при этом для осуществления способа используют медленно горящий пиротехнический заряд, обеспечивающий выделение газов с повышенной температурой, сжигание медленно горящего пиротехнического заряда производят перед созданием депрессии, начиная со стороны нижней части интервала продуктивного пласта в течение времени, соответствующего времени прогрева призабойной зоны до температуры плавления кольматирующих элементов, во время сжигания медленно горящего пиротехнического заряда организуют циркуляцию скважинной жидкости для охлаждения корпуса узла впускного клапана депрессионной камеры, затем производят технологическую выдержку для замещения в интервале продуктивного пласта газообразных продуктов горения медленно горящего пиротехнического заряда скважинной жидкостью, а после проведения депрессии удаляют из интервала продуктивного пласта часть скважинной жидкости с поступившими в нее при депрессии из призабойной зоны кольматирующими элементами.
Преимуществом описанного способа является его высокая технико-экономическая эффективность, обусловленная оперативностью проведения работ по очистке ПЗП, длительность которых составляет не более 6-8 часов и значительным промысловым эффектом, заключающимся в существенном приросте продуктивности скважин (до 4-5 раз) наряду со значительным (до 15-20 месяцев) сохранением полученного положительного эффекта.
Основным недостатком известного способа является ограничение в области его применения по геолого-физическим и геолого-техническим условиям. В частности указанный способ может применяться при обработке терригенных коллекторов с обводненностью не более 40%, при мощности перемычки до водоносного пласта не менее 5 метров.
Другим существенным недостатком данного способа является разрушение цементного камня в зоне активного воздействия (ПЗП), особенно в скважинах старого фонда, приводящее к последующему выносу его обломков с потоком пластового флюида при вводе скважины в эксплуатацию и, как следствие, к поломке насосного оборудования с соответствующими дополнительными затратами на его подъем и ремонт.
Подобные ограничения существенно сужают область применения известного способа, особенно на старых месторождениях в поздней стадии эксплуатации, когда обводненность у большей части (90%) эксплутационного фонда скважин превышает 70-80%, а средняя величина перемычек, особенно в условиях широко распространенных сложнопостроенных коллекторов, составляет не более 3-4 м.
Задачей заявляемого способа обработки призабойной зоны пласта является расширение области применения и повышение его эффективности.
Указанная задача решается тем, что в заявляемом способе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающем доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание там пиротехнического заряда, создание депрессии и последующее удаление из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из ПЗП кольматирующими элементами, предварительно в скважине в зоне фильтра проводят дополнительную щадящую перфорацию с плотностью не более 3 отверстия на метр, далее закачивают в ПЗП гидрофобный раствор в количестве, обеспечивающем образование водонепроницаемого гидрофобного экрана, отсекающего водонасыщенные пропластки в ближней зоне продуктивного пласта, а создание депрессии и последующее удаление пластовой жидкости с поступившими в нее кольматирующими элементами осуществляют с помощью свабирования скважины до установившегося постоянным притока нефтепродукта с одновременным контролем поступления кольматирующих элементов на поверхность.
Для раскрытия сути заявляемого способа приводится следующее пояснение.
Из практики выполнения водоизоляционных работ (ВИР) в скважинах, проводимых с целью блокирования обводнившихся пропластков, известно, что наибольший эффект достигается при применении различных гидрофобных растворов или эмульсий, которые обладают свойствами селективного проникновения в промывные зоны пласта, образуя в них водонепроницаемый экран (оторочку) вокруг ПЗП (Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998 г., с.267).
Заявляемый способ осуществляют следующим образом.
При выборе объекта воздействия главное внимание уделяется величине перемычки до водоносного пласта, которая должна быть не менее 3-4 м, и состоянию сцепления цемента с обсадной колонной вблизи ПЗП (в интервале ±10 метров), которое должно обеспечивать коэффициент качества цементирования в этом интервале не ниже 0,3. Обводненность добываемой продукции может быть не более 80-90%. После выбора скважины для обработки в интервале продуктивного пласта (в зоне фильтра) производят щадящую перфорацию с плотностью не более 3-х отверстий на метр. Такая плотность перфорации выбрана расчетным путем и обеспечивает в дальнейшем надежную гидродинамическую связь с пластом. Перфорацию осуществляют стандартным кумулятивным методом.
Затем осуществляют закачку в скважину гидрофобных растворов или эмульсий для отсечения обводнившихся пропластков и образования вокруг ПЗП водонепроницаемого экрана. Осуществление водоизоляционных работ осуществляют, например, согласно РД-153-39.0-329-04 «Инструкция по технологии предотвращения выноса песка, крепления призабойной зоны и снижения притока пластовых вод в добывающих скважинах (Кристалл)», «ТатНИПИнефть», г.Бугульма, 2002 г. Согласно инструкции «…в выбранный интервал скважины закачивают высоковязкую оторочку структурированной гидрофобной эмульсии. Объем оторочки должен оттеснить воду от ствола скважины на 20-25 м. Гидрофобный состав не растворяется водой, а наоборот, упрочняется при контакте с ней, т.е. практически не размывается в пластовых условиях под напором вод. Экранирующий эффект усиливается за счет набора структурно-механических свойств эмульсии во времени (эффект тиксотропного упрочнения структуры)…».
Таким образом, при дальнейшем вызове притока после осуществления водоизоляционных работ, активно работают только нефтенасыщенные пропластки, в то время как промытые, высокообводненные прослойки остаются блокированными в течение длительного времени.
Далее проводят технологию термогазобарического воздействия на ПЗП с помощью медленно горящего пиротехнического заряда, которую осуществляют по РД-153-39.0-335-04 «Инструкция по применению устройства термоимплозионного УТИ-1 с термогазогенератором СТГГ-80 для воздействия на призабойную зону пласта», ОАО «Татнефть» и ООО НТП «ВУГЭЦ», 2004 г. Указанная технология защищена патентом №2072423, выбранном в качестве прототипа к заявляемому способу.
После завершения этой операции осуществляют процесс свабирования, контролируя при этом динамику изменения дебита по нефти и воде, а также процесс выноса кольматирующих элементов и осколков цементного камня на поверхность до получения постоянного притока нефтепродукта. Процесс свабирования производят согласно РД-39-0147585-140-96 «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин», «ТатНИПИнефть», г.Бугульма, 1996 г. Свабирование по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) скважинным поршнем (свабом) применяется для создания депрессии путем снижения уровня жидкости при подъеме ее из скважины для вызова притока из пласта и удаления продуктов реакции после обработки призабойной зоны.
После завершения процесса свабирования и получения подтверждения положительных промысловых результатов от обработки ПЗП, спускают на забой штатное насосное оборудование и приступают к промышленной эксплуатации пласта.
Осуществление щадящей пефорации с плотностью не более 3 отверстия на метр позволяет без масштабного нарушения крепления цементного кольца обеспечить надежную связь с продуктивным пластом.
Применение гидрофобных составов для изоляции водонасыщенных интервалов позволит значительно увеличить (в несколько раз) количество скважин, в которых можно осуществить высокоэффективную технологию термогазобарического воздействия на ПЗП даже при уровне средней обводненности коллектора от 40% до 80-90% и удаленности от водоносного пласта до 3-4 метров, тем самым резко расширить область применения данной технологии.
Осуществление свабирования до спуска насоса на забой предотвращает попадание кольматантов и обломков цементного камня, образовавшихся в результате неизбежного разрушения цементного кольца, особенно в скважинах старого фонда под воздействием перфорации, высоких температур и давления при осуществлении термогазобарического воздействия с помощью пиротехнического заряда, в насосное оборудование и последующий выход его из строя.