СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
TREATMENT METHOD OF BOTTOMHOLE ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.
Известен способ кислотной обработки пласта (патент RU №2442888, МПК Е21 В 43/27, опубл. 20.02.2012 в бюл. №5), включающий выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом - ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность обработки пласта раствором соляной кислоты в сильнозакольматированной призабойной зоне скважины, без предварительной обработки призабойной зоны;
- во-вторых, повышение проницаемости призабойной зоны скважины происходит только в зонах пласта с высокой проницаемостью и имеет краткосрочный эффект, который быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта, вследствие кольматации призабойной зоны.
3
3
Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2451176, МПК Е21 В 43/27, опубл. 20.05.2012 в бюл. №12), включающий спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, закачку в два цикла 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости, содержащих каждый импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой скважины промывочной жидкостью, при этом импульсную закачку раствора осуществляют до 5 мин. с остановками на 6-10 мин., а закачку при постоянном давлении осуществляют порциями по 2-4 м с выдержкой между порциями 2-4 ч, причем закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа, причем между циклами закачки раствора закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 24-26%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 1-4 м под давлением до 7 МПа, в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть, извлечение продуктов реакции.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, возникают дополнительные затраты, связанные с применением нефти для промывки и продавки в скважину соляной кислоты, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины, что значительно повышает стоимость осуществления способа;
- во-вторых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, связанный с закачкой кислоты несколькими порциями, кроме того, очень требовательный в осуществлении процесс, требующий строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;
- в-третьих, низкая эффективность обработки пласта, так как в сильнозакольматированной призабойной зоне короткие по времени циклы закачки раствора соляной кислоты с длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт.
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки пласта раствором соляной кислоты за счет предварительной обработки призабойной зоны скважины с последующей закачкой водного раствора соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема закачки, а также упрощение технологического процесса осуществления способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.
Поставленная задача решается способом обработки пласта в скважине, включающим спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, импульсную закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты по колонне труб, технологическую выдержку в течение 3,0 ч для реагирования и извлечение продуктов реакции.
3
3
3
3
Новым является то, что перед спуском в скважину колонну труб снизу вверх оснащают устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным отверстиями патрубком с втулкой внутри и пакером, в процессе спуска колонны труб перфорированный отверстиями патрубок устанавливают на 2 м ниже нижнего интервала перфорации пласта, производят закачку углеводородного растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере и оставляют скважину на технологическую выдержку, при этом в процессе технологической выдержки в 4 цикла через каждые 20 мин. поочередно в колонну труб и межколонное пространство скважины закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5 м, после чего вымывают углеводородный растворитель и продукты реакции обратной промывкой в объеме скважины, затем приподнимают колонну труб так, чтобы устройство для импульсной закачки жидкости размещалось напротив подошвы пласта, производят посадку пакера, перемещают вниз втулку относительно перфорированного отверстиями патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка втулкой с ее фиксацией относительно перфорированного отверстиями патрубка, заполняют колонну труб технологической жидкостью, и созданием избыточного давления срезают разрушаемый клапан, и гидравлически сообщают колонну труб через устройство для импульсной закачки жидкости с пластом, затем по колонне труб в импульсном режиме производят закачку и продавку технологической жидкостью 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,8 м на 1 м толщины пласта с постепенным увеличением расхода закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты от 0,5 м/ч до 0,8 м/ч, выполняют технологическую выдержку для реагирования 3,0 ч и производят извлечение продуктов реакции свабированием.
На фиг.1 схематично изображен способ обработки пласта в скважине в процессе очистки и промывки призабойной зоны скважины
На фиг.2 схематично изображен способ обработки пласта в скважине в импульсном (пульсирующем) режиме закачки раствора соляной кислоты в пласт.
Сущность изобретения
Продуктивность скважины во многом определяется проницаемостью призабойной зоны. Существующие способы соляно-кислотных обработок призабойной зоны скважины, особенно карбонатных пластов, малоэффективны или носят временный характер. Суть способа заключается в очистке и промывке призабойной зоны пласта скважины с целью повышения приемистости пласта при последующей закачке в пласт раствора соляной кислоты, вдавливающегося в поровое микротрещинное пространство карбонатных пород в пульсирующем режиме с коротким временем импульса (1-2 с). Это позволяет наиболее полно и высококачественно восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны скважины за счет охвата обработкой пласта в глубину и мощности. В результате эффективность способа повышается, следствием чего является увеличенная продуктивность скважины, сокращается продолжительность и стоимость осуществления способа в сравнении с прототипом.
Пример конкретного выполнения
3
Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1270 м диаметром 168×9 мм. Продуктивный пласт перфорирован на глубинах от 1255 до 1261 м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный, порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите 1 м/сут.
3
Перед обработкой пласта задают ее приемистость, которую необходимо достичь после проведения обработки призабойной зоны скважины и которую определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем на основании динамики изменения приемистости данной скважины в процессе ее эксплуатации. Например, необходимая приемистость, заданная технологической службой ремонтного предприятия, составляет 80 м/сут при давлении приемистости Р=12,0 МПа.
Перед спуском в скважину 1 (см. фиг.1) колонны труб 2 с пакером 3 в интервал перфорации 4 пласта 5 нижний конец колонны труб 2 последовательно снизу вверх оснащают следующей компоновкой: устройством для импульсной закачки 6, разрушаемым клапаном 7, например, выполненным в виде мембраны и перфорированным отверстиями патрубком 8 с втулкой 9 внутри, а выше пакером 3.
Далее в скважину 1 спускают колонну труб 2 с вышеуказанной компоновкой.
В процессе спуска колонны труб 2 перфорированные отверстия патрубка 8 устанавливают на 2 м ниже нижнего интервала перфорации 4 пласта 5 с целью эффективного проведения полоскания углеводородным растворителем в процессе осуществления предлагаемого способа, а пакер 3 размещают на 5 м выше пласта 5, например, в интервале 1250 м.
В качестве пакера 3 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок в скважине (например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» г. Октябрьский, Республика Башкортостан), пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ -142.
В качестве импульсного пульсатора жидкости 4 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2241825, МПК Е21 В 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.
3
По колонне труб 2 в непрерывном режиме при не посаженном пакере 3 с устья скважины с помощью насосного агрегата, например ЦА-320, производят закачку углеводородного растворителя, например в объеме 2,0 м. С помощью технологической жидкости, при открытой межколонной задвижке (не показано) доводят углеводородный растворитель до пласта 5 (см. фиг.1), т.е. устанавливают ванну из углеводородного растворителя напротив интервала перфорации 4 пласта 5. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 4 ч, при этом происходит медленное проникание углеводородного растворителя в призабойную зону пласта 5 и растворение кольматирующих соединений и частиц породы.
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.
3
В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м с добавлением 1% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б, что позволяет улучшить моющие свойства технологической жидкости.
3
В процессе технологической выдержки с устья скважины с помощью насосного агрегата, например ЦА-320, в 4 цикла через каждые 20 мин. поочередно в колонну труб 2 и межколонное пространство 10 скважины 1 закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5 м, в призабойную зону пласта 5 для растворения кольматирующих соединений и частиц породы в ней, т.е. производят полоскание углеводородного раствора, при этом из призабойной зоны пласта 5 в ствол скважины 1 вымываются растворившиеся в углеводородном растворителе кольматирующие соединения и частицы породы из призабойной зоны пласта 5. Разрушаемый клапан 7 выполнен в виде мембраны, например из резинового материала, и гидравлически разъединяет устройство для импульсной закачки жидкости от компоновки при углеводородном полоскании.
3
Далее из скважины 1 вымывают углеводородный раствор и продукты реакции обратной промывкой, т.е. подачей технологической жидкости в межколонное пространство 10 и подъемом по колонне труб 2 в объеме скважины 1, равным 22,43 м.
Приподнимают колонну труб 2 (см. фиг.2) так, чтобы устройство для импульсной закачки жидкости 6 размещалось напротив подошвы пласта 5. Это производится с целью повышения эффективности импульсного воздействия на призабойную зону скважины по всему интервалу перфорации 4 пласта 5. Затем производят посадку пакера 3 в скважине 1. После этого в колонну труб 2 спускают сбивной инструмент для срезания разрушаемого клапана 7, например груз, выполненный в виде двух насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм с наружным выступом, взаимодействующим с втулкой 9 на геофизическом кабеле (не показано). Далее разгружают груз наружным выступом на втулку 9, при этом разрушается срезной винт 11 и втулка 9 перемещается относительно перфорированного отверстиями патрубка 8. В результате втулка 9 изнутри герметизирует отверстия перфорированного патрубка 8 и фиксируется стопорным кольцом (не показано) относительно колонны труб 2 (см. фиг.2).
Заполняют колонну труб 2 технологической жидкостью с помощью насосного агрегата, например ЦА-320, и создают избыточное давление в колонне труб, например равное 9,0 МПа, и срезают разрушаемый клапан 7. В результате колонна труб 2 через устройство для импульсной закачки 6 гидравлически сообщается с пластом 5.
3
3
Затем по колонне труб 2 через устройство для импульсной закачки жидкости 6 в импульсном режиме с устья скважины с помощью насосного агрегата, например ЦА-320, производят закачку 10-15% водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 1 мна 1 м толщины пласта 5, поэтому при толщине пласта 6 м, принимают объем закачки раствора соляной кислоты равным 5 м.
3
3
Закачку данного объема раствора соляной кислоты в пласт 5 производят с постепенным увеличением расхода закачки кислотного раствора от 0,5 м/ч до 0,8 м/ч.
Применяют кислоту соляную синтетическую техническую (НСl) по ГОСТ 857-95.
Проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием по колонне труб 2 при посаженном пакере 3, если устройство для импульсной закачки 6 снабжено обратным клапаном (не показано), или производят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием по эксплуатационной колонне после извлечения колонны труб 2 (см. фиг.2) с компоновкой.
3
3
3
Производят повторное определение приемистости пласта 5 после обработки призабойной зоны скважины. Например, приемистость, заданная технологической службой ремонтного предприятия, составляет 100 м/сут при давлении приемистости Р=12,0 МПа, что выше необходимой приемистости 80 м/сут при давлении приемистости Р=12,0 МПа. Это свидетельствует об эффективности обработки призабойной зоны скважины. При не достижении необходимой приемистости 80 м/сут при давлении приемистости Р=12,0 МПа вышеописанные операции, начиная со спуска колонны труб до извлечения продуктов реакции свабированием, повторяют.
Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта. Кроме того, упрощение технологического процесса позволяет снизить стоимость и продолжительности обработки пласта и избежать дополнительных затрат на осуществление способа.