СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТЕЙ, ГАЗОКОНДЕНСАТОВ И ГАЗОВ ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF PRODUCTION OF OILS, GAS CONDENSATES AND GASES FROM DEPOSITS AND PROVISION OF CONTINUOUS OPERATION OF PRODUCTION AND INJECTION WELLS

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений.
Известен способ солянокислотных обработок призабойной зоны пластов, сложенных карбонатными породами (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.145-150), согласно которому в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочий кислотный раствор 12-15% или 24-28% соляной кислоты с добавками поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, уксусную кислоту и выдерживают определенное время кислотный раствор в обрабатываемых пластах, при этом режим обработки выбирается из следующего принципа: чем ниже проницаемость пластов, тем выше давление, чем больше глубина обработки, тем выше скорость закачки кислоты.
К главным недостаткам способа относятся следующие:
- возможность сильного разбавления кислотного раствора пластовыми водами, которые, практически, всегда присутствуют в нефтегазовых пластах;
- при снижении кислотности рабочего раствора до определенного уровня в пластах может начаться процесс вторичного осадкообразования и образуются нерастворимые соли, закупоривающие трещины и поры пластов;
- неравномерное воздействие кислотных растворов на трещины, особенно в условиях неоднородности отдельных слоев и пропластков по проницаемости, наличии крупных трещин и нарушений сплошности пород пластов. В этих случаях вся рабочая жидкость уходит в наиболее проницаемый пропласток или в трещины в зонах нарушений сплошности пластов, потому что невозможно изменять вязкость рабочей жидкости;
- чрезмерное воздействие кислоты, наоборот, вызывает закрытие трещин и снижает фильтрацию пластов;
- эффективность повторных обработок падает и невозможно многократно проводить глубокие обработки пластов;
- вследствие высокой коррозионной активности рабочей жидкости после обработок пластов быстро выходит из строя скважинное оборудование и трубы.
Известен способ нефтекислотных обработок призабойной зоны пластов (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.441). В качестве рабочей жидкости используется смесь нефти, как растворителя смолопарафиновых отложений и кислоты, как растворителя солей карбонатных и терригенных пород, в виде эмульсии при добавке эмульгатора ЭС - 2. Способ эффективен только в высокопроницаемых пластах с явно выраженной неоднородностью по толщине пластов.
К недостаткам этого способа обработки призабойных зон пластов относится ограниченность области использования способа и очень низкая эффективность в низкопроницаемых пластах из-за высокой вязкости рабочей жидкости (эмульсии), потому что ее вязкость невозможно изменять.
Еще одним серьезным недостатком является очень высокая стоимость эмульгатора ЭС - 2 для приготовления рабочей смеси.
Известен также способ обработки призабойных зон, осложненных отложениями углеводородных соединений, основанный на применении химических реагентов, обладающих высокой растворяющей способностью и ингибирующим действием по отношению к органическим отложениям сложного состава с повышенным содержанием асфальтенов и смол (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.473-474), принимаемый за прототип. Согласно прототипу, в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, а при низких температурах на поверхности очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений. Основой реагентов - растворителей отложений являются алкилзамещенные ароматические углеводороды - бутилбензольная фракция, бензолтолуольная фракция и другие, представляющие собой крупнотоннажный побочный продукт нефтехимического производства. При обработке глубоких скважин готовят смеси, содержащие вместе с указанными веществами предельные углеводороды, например стабильный газовый бензин и добавки массовой доли 0,1-1,5% нефтерастворимых ПАВ - алифатических аминов или соединений из класса непредельных жирных кислот, например реагент ИКНС «АзНИПИнефть 72». Концентрация в смесях ароматических углеводородов определяется составом углеводородных отложений в призабойной зоне пластов и увеличивается с повышением содержания в отложениях высокомолекулярных асфальтенов и смол. Вводимые в смеси растворители ПАВ (поверхностно-активные вещества) уменьшают поверхностное натяжение, диспергируют асфальтены и смолы и стимулируют процесс растворения. Разработанные составы обеспечивают более полную очистку призабойных зон пластов от тяжелых углеводородных соединений и замедляют последующее образование отложений. В качестве реагентов ингибиторов используют водные растворы силикатов и гидратов оксида натрия концентрации до 38 - 45%. Их действие основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе раздела фаз. Асфальтены и смолы диспергируются за счет ингибирующего эффекта при использовании силикатов или гидратов оксида натрия. К недостаткам способа можно отнести следующие:
- невозможно изменять вязкость и плотность смесей растворителей, что значительно сужает область их применения только в узких условиях при наличии высоких температур в забоях скважин, необходимых для интенсивного растворения отложений и имеющих место на больших глубинах в пробуренных скважинах;
- эти смеси растворителей невозможно использовать при наличии развитых систем крупных трещин и в нарушениях сплошности пластов, а также после гидроразрывов пород пластов, в результате осуществления которых почти в 90% добывающих скважин для повышения притока в них нефтей и газов, в пластах образуются крупные горизонтальные и вертикальные трещины и смеси будут полностью фильтроваться в эти крупные трещины, а также проникать в прослои пластов с хорошей проницаемостью и слои с более низкой проницаемостью останутся необработанными, что значительно снизит в целом эффективность обработки призабойных зон пластов по всей мощности из добывающих скважин и эффективность глушения нагнетательных скважин потому, что будут оставаться неохваченные вытеснением нефтей значительные по размерам участки и области в пластах;
- высокая стоимость получаемых смесей растворителей.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи нефти и газа путем обработки призабойных зон пластов и одновременного глушения добывающих скважин на время ремонтов комплексным органическим растворителем во всех встречающихся горно-геологических условиях месторождений нефти и газа, а также путем вытеснения им же нефтей из пластов через нагнетательные скважины, включая возможность пуска добывающих скважин в работу после ремонтов с глушением их комплексным органическим растворителем с изменяемыми вязкостью и плотностью и одновременной обработкой им призабойных зон пластов без дополнительных мероприятий по очистке и раскачке добывающих скважин для вызова притока нефтей и газов в них и исключения значительных затрат средств и времени на выполнение этих операций. При этом обеспечивается стабильная добыча нефти и газа на заданных на конкретных месторождениях уровнях, достигается наиболее полное их извлечение из нефтяных и газовых пластов и повышается надежность работы добывающих и нагнетательных скважин.
Технический результат изобретения достигается тем, что в способе повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин, согласно которому в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, а при любых, в том числе и низких температурах на поверхности, очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений, согласно изобретению в качестве рабочей жидкости используют комплексный органический растворитель, состоящий из производных ароматических углеводородов, сложных эфиров карбоновых и органических кислот, у которого при использовании для обработки пластов различных месторождений со всегда изменяющимися плотностью пластовых вод и вязкостью нефтей, изменяют плотность и вязкость в зависимости от изменяющихся условий конкретных месторождений, при этом для глушения добывающих скважин на время проведения в них ремонтов, выполняемых одновременно с обработкой призабойных зон пластов, плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения нефтей, пластовых вод и других флюидов вглубь пластов в зависимости от их изменяющихся свойств и конкретных условий месторождений, а вязкость комплексного органического растворителя подбирают в соответствии с трещиноватостью пород нефтегазовых пластов или других коллекторов на конкретных участках месторождений с таким расчетом, чтобы образовавшиеся над забоями скважин столбы комплексного органического растворителя с увеличенной плотностью оставались неизменной высоты и препятствовали бы за счет давлений, создаваемых их собственными весами, поступлению пластовых вод, нефтей и других флюидов из пластов или других коллекторов в скважины при существующих на конкретных месторождениях внутрипластовых давлениях, а по окончании ремонтов в скважинах вязкость комплексного органического растворителя в них уменьшают путем добавления в его состав дополнительных химкомпонентов и продавливают комплексный органический растворитель с полученной в результате их смешивания с ним сниженной вязкостью под действием сначала собственных бесов его столбов в скважинах в пласты, а затем закачивают под заданными давлениями вглубь призабойных зон пластов, процесс их обработки комплексным органическим растворителем из всех добывающих скважин на месторождениях повторяют многократно через заданные промежутки времени и поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов на конкретрых месторождениях, при этом для обеспечения бесперебойной работы добывающих скважин очищают трубы в верхних частях скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений для чего многократно прокачивают комплексный органический растворитель по трубам из забоев скважин на поверхность в резервуары или другие емкости и обратно по замкнутому циклу, причем нагревают его при циркуляции в скважинах до температуры пластов на глубине их залегания, уменьшают его вязкость после нагревания и увеличивают эффективность растворения им отложений на трубах, перед выполнением этих операций вводят в комплексный органический растворитель антикоррозийные добавки в виде фосфатов и многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой, образованной фосфатами, нефтепромысловое оборудование и трубы одновременно с многократными обработками призабойных зон пластов из добывающих скважин или с глушением нагнетательных скважин, или при очистках труб от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений по замкнутому циклу, а для добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения пластовых вод вглубь пластов в зависимости от изменения их свойств в конкретных условиях месторождений газа и закачивают комплексный органический растворитель в призабойные зоны пластов под заданными максимально возможными для данных горно- геологических условий давлениями без разрыва сплошности пород и разрушения структуры пластов, путем применения многократных обработок призабойных зон закачиваемым под заданными давлениями комплексным органическим растворителем изменяют напряженно-деформированное состояние газовых пластов и раскрывают трещины и поры в их призабойных зонах, откачивают газы из пластов в добывающие скважины через проницаемый для газов комплексный органический растворитель после выдавливания им пластовых вод из призабойных зон вглубь пластов и перекрывают их приток в добывающие скважины, причем для увеличения объемов добычи нефтей из месторождений в целом одновременно с обработкой комплексным органическим растворителем призабойных зон всех добывающих скважин осуществляют глушение им всех нагнетательных скважин и вытесняют нефти в сторону добывающих скважин, при этом чередуют объемы закачки в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях от 1:1 в начале закачки в пласты и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки в пласты этого состава.
Комплексный органический растворитель состоит из производных ароматических углеводородов и сложных эфиров карбоновых кислот для растворения асфальтеновых и смолопарафиновых отложений, а также в его состав входят органические кислоты для растворения солей.
Способ реализуется следующим образом. На новом месторождении бурятся вертикальные, наклонные и горизонтальные скважины на пласт или свиту пластов, которые размещают в определенном порядке и последовательности для оптимального воздействия через них на пласты или используют уже существующую сетку скважин. Рядом со скважинами на поверхности размещают резервуары или емкости для размещения в них комплексного органического растворителя и дополнительных химкомпонентов в достаточных количествах даже для одновременной обработки всех добывающих и нагнетательных скважин на месторождении или же только части скважин, которые будут работать при освоении первой очереди месторождения и заполняют их различными составами комплексного органического растворителя с различными плотностями и вязкостями и дополнительными химкомпонентами для изменения составов, плотности и вязкости комплексного органического растворителя находящегося в скважинах, которые имеют длительные сроки хранения - не менее 3 лет и возможность использования в широком диапазоне плюсовых и минусовых температур. При этом из одного резервуара обслуживают несколько рядом расположенных скважин и подают в них комплексный органический растворитель и химкомпоненты с помощью насосов по трубам. Причем при необходимости поддержания заданных уровней добычи нефти и газа процесс обработки пластов из всех добывающих скважин месторождения с использованием комплексного органического растворителя повторяют многократно через необходимые временные интервалы, которые определяют опытным путем, так как свойства всех пластовых флюидов могут изменяться даже в пределах одного и того же месторождения и осуществляют в необходимой последовательности с одновременным глушением им же всех нагнетательных скважин для вытеснения нефтей из пластов в сторону добывающих скважин.
В свою очередь необходимый порядок и последовательность определяют либо исходя из возможности равномерной обработки комплексным органическим растворителем призабойных зон пластов из добывающих скважин на определенных участках пластов на данном месторождении, либо в нескольких скважинах, либо в случаях наличия сложных геологических условий залегания нефтегазовых пластов, например, при нарушениях сплошности пластов многочисленными системами трещин, плоскостями ослабления, надвигами, сбросами или слияниями пластов в свитах, будет иметь место необходимый в данных условиях порядок и последовательность обработки пластов, предполагающий максимальный эффект воздействия на пласты при минимальных затратах средств и времени.
Многократная обработка пластов особенно актуальна в случаях добычи из месторождений вязких или высоковязких нефтей или при откачке газа из обводненных пластов с низким пластовым природным давлением или после интенсивной отработки газовых месторождений. После этого внутрипластовое давление в них значительно снижается и газовые скважины могут задавливаться водой, поступающей из пластов вместе с газом и тогда газ в скважины не фильтруется через воду, заполнившую трещины и поры. Путем применения многократных обработок таких газовых пластов комплексным органическим растворителем изменяют их напряженно-деформированное состояние и раскрывают трещины и поры в их призабойных зонах, затем откачивают газы из пластов в добывающие скважины через проницаемый для газов комплексный органический растворитель после выдавливания им пластовых вод из призабойных зон вглубь пластов и перекрывают приток пластовых вод в добывающие скважины. В этих случаях для осуществления добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением при обработках их призабойных зон плотность комплексного органического растворителя увеличивают при изготовлении до значений, превышающих плотность пластовых вод на величину, например, не менее чем на 30% на конкретных месторождениях газа, а его вязкость уменьшают до значений ниже вязкости пластовых вод, закачивают его в призабойные зоны пластов под заданными максимально возможными для данных горно-геологических условий давлениями без разрыва сплошности и разрушения структуры пластов, вытесняют комплексным органическим растворителем пластовые воды из песчано-глинистых или других составов коллекторов газов (известняков, мергелей, алевролитов, сланцев) вглубь пластов, при этом повышают прочностные характеристики пластов и предотвращают массовый вынос песчаных и других породных частиц из пластов потоком добываемого газа и других флюидов в забои скважин, образование породных пробок и выход из строя скважинного оборудования. Причем газ беспрепятственно проникает через комплексный органический растворитель по трещинам и порам, очищенным от различных отложений (например, выпавших из пластовых вод солей и очень мелких частиц пород), из газовых пластов в скважины в отличии от тех случаев, когда призабойные зоны пластов заполнены пластовыми водами, препятствующими прохождению через них газов при низких пластовых давлениях.
Многократная обработка призабойных зон пластов из скважин также необходима и в обычных условиях залегания нефтегазовых пластов, потому что с течением времени происходит закупорка трещин и пор в призабойных зонах пластов, через которые нефть и газ поступают из пластов в добывающие скважины, отложениями парафинов, смол и асфальтенов, содержащихся в нефтях, а также отложениями минеральных солей из пластовых вод в смеси с очень мелкими породными частицами. Кроме того, на раскрытие или закрытие трещин и пор в призабойных зонах нефтяных и газовых пластов очень существенно влияет также процесс перераспределения напряжений в призабойных зонах пластов от воздействия горного давления. Этот процесс особенно интенсивно идет поблизости от зоны влияния скважин, где нарушено естественное гидростатическое напряжение нетронутого массива горных пород в результате бурения скважин в нем и дальнейших воздействий на пласты различными способами с целью повышения добычи нефтей и газов из месторождений. В конечном итоге воздействие горного давления приводит к смыканию трещин и пор даже в том случае, если они искусственно созданы при воздействии очень высоких давлений гидроразрывов с нарушениями сплошности и структуры пластов и заполнены при этом пропантом или другими наполнителями трещин для предотвращения их смыкания. Многократная обработка призабойных зон пластов комплексным органическим растворителем с изменяемыми плотностью и вязкостью при максимально возможных давлениях закачки для данных горно-геологических условий разработки месторождений без достижения разрывов сплошности горных пород пластов и нарушения их структуры позволяет изменить напряженно-деформированное состояние пород пластов, снизить напряжения около скважин и способствует большему раскрытию естественных трещин и пор, что дает возможность более эффективно очищать их от асфальтеновых, смолопарафиновых и соляных отложений с попавшими в них очень мелкими частицами горных пород, а также выдавливать пластовые воды из призабойных зон вглубь пластов и перекрывать их приток в добывающие скважины. В нагнетательных скважинах за счет многоразовой очистки трещин и пор от различных отложений комплексным органическим растворителем увеличивается приемистость пород пластов и, практически, охватывается вся площадь залегания месторождений для более эффективного вытеснения нефтей из пластов в сторону добывающих скважин. На нефтяных и газовых пластах становится возможным при использовании предложенного способа вытеснять из призабойных зон вглубь пластов пластовые воды, препятствующие фильтрации нефтей и газов из пластов в добывающие скважины при низких пластовых давлениях и перекрывать приток пластовых вод в них.
Скважины в области влияния многократных обработок пластов частично разгружаются от воздействия высоких давлений горных пород, которые перераспределяются из призабойных зон вглубь пластов на десятки метров и очищенные от отложений трещины и поры раскрываются на большую величину. При одновременном и многократном воздействии на пласты через все скважины, пробуренные на месторождении, изменяют напряженно-деформированное состояние пород пластов в областях влияния добывающих и нагнетательных скважин на всем месторождении в целом и увеличивают общий приток нефтей и газов в скважины.
Для глушения добывающих скважин на время выполнения в них ремонтов с одновременной обработкой призабойных зон пластов плотность комплексного органического растворителя задают при изготовлении выше плотности пластовых вод на конкретных месторождениях и затем поддерживают неизменной или увеличивают в случаях длительных сроков глушения скважин (более 8-12 суток) при взаимодействии комплексного органического растворителя с нефтями пластов и частичном снижении его плотности. В таких случаях плотность увеличивают путем добавления в него дополнительных химкомпонентов с поверхности, например, смеси этилена карбоната и сульфолана в количествах не менее 25% от его общего объема в скважинах или путем добавления новых порций растворителя с поверхности для частичного обновления на 15-20% комплексного органического растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений с последующим перемешиванием в скважинах для достижения заданной плотности, а его вязкость увеличивают и подбирают в соответствии с трещиноватостью (коэффициентом трещиноватости) пород нефтегазовых пластов на конкретных участках месторождений с таким расчетом, чтобы образовавшиеся над забоями скважин столбы комплексного органического растворителя с увеличенной плотностью оставались неизменной высоты и препятствовали бы за счет давлений создаваемых собственными весами поступлению пластовых вод, нефтей и других флюидов из пластов или других коллекторов в скважины при существующих на этих участках месторождений внутрипластовых давлениях, а по окончании ремонта в скважинах его вязкость в них уменьшают путем добавления соответствующих химкомпонентов, например, смеси олеиновой кислоты и ксилола в количестве не менее 20% от его общего объема в скважинах или новых порций комплексного растворителя с поверхности с более низкой вязкостью, чем у состава растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений, для его частичного обновления на 15-20% перемешивают их в скважинах, после чего комплексный органический растворитель с полученной в результате смешивания сниженной вязкостью под действием сначала собственных весов его столбов продавливают из скважин в пласты и затем закачивают под заданными давлениями вглубь пластов и растворяют асфальтеновые и смолопарафиновые отложения в терригенных породах пластов, приводят соли кальция и магния в растворимое состояние в карбонатных и терригенных породах пластов с помощью присутствующих в растворителе органических кислот, при этом повышают приемистость пластов при глушении комплексным органическим растворителем нагнетательных скважин и перекрывают приток пластовых вод в добывающие скважины благодаря более высокой, чем у пластовых вод, плотности комплексного органического растворителя и гидрофобизации поверхностей трещин, пор, капилляров, а также за счет вытеснения пластовых вод вглубь пластов из призабойных зон.
На обрабатываемой поверхности трещин и пор пород пластов, благодаря входящим в состав комплексного органического растворителя химкомпонентам и органическим кислотам, при многократных обработках формируется защитная гидрофобная пленка, которая после обработок призабойных зон пластов препятствует отложению асфальтенов, смол, парафинов и проникновению пластовой воды в трещины и поры пород пластов.
Чем выше внутрипластовое давление нефти и газа и других флюидов в конкретных условиях месторождений, тем больше должна быть высота столбов комплексного органического растворителя в заглушенных им на период ремонтов добывающих скважинах при его плотности, превышающей плотность пластовых вод, нефтей и других флюидов в пластах.
Для обеспечения бесперебойной работы добывающих скважин и своевременной и технологичной очистке труб в их верхних частях от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений при любых, в том числе и низких температурах на поверхности комплексный органический растворитель многократно прокачивают по трубам из забоев скважин на поверхность в резервуары или другие емкости и обратно по замкнутому циклу. Растворитель в забоях скважин нагревают при циркуляции в скважинах до температуры пластов на глубине их залегания и, благодаря этому, уменьшают его вязкость и время растворения им отложений на поверхностях труб, прокачивают его по трубам вверх и за счет нагрева эффективнее растворяют асфальтеновые и смолопарафиновые отложения в верхних частях скважин, где и происходят основные отложения парафинов, смол и асфальтенов по мере снижения температуры нефтей в процессе их откачки по трубам на поверхность для очистки, сепарации из них газов, переработки и дальнейшей транспортировки к магистральным трубопроводам.
При достигнутых в настоящее время глубинах разработки нефтегазовых пластов, изменяющихся в среднем диапазоне от 1,5 до 6 километров, плюсовая температура на глубине их залегания может в среднем изменяться от 70 до 200 градусов по Цельсию. В резервуарах на поверхности происходит расслоение образовавшейся смеси по плотности и температуре застывания и более плотный комплексный органический растворитель, имеющий отрицательную температуру застывания ниже 60 градусов по Цельсию, оказывается внизу резервуаров или других емкостей и откачивается в скважины для повторных использований, а более легкие асфальтеновые и смолопарафиновые отложения оказываются в верхних частях резервуаров, застывают не только при низких температурах на поверхности, но и при положительных их значениях и затем удаляются из резервуаров специальными устройствами, например, скребковыми конвейерами с черпаками или другим образом для утилизации. До осуществления процессов обработки призабойных зон пластов, глушения скважин и очистки труб от отложений в комплексный органический растворитель вводят антикоррозийные добавки, например, в виде фосфатов - смеси ортофосфорной кислоты с однозамещенными фосфатами натрия и однозамещенными фосфатами аммония в количестве не менее 0.03% от общего объема комплексного органического растворителя и многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой нефтепромысловое оборудование и трубы в скважинах при многократных обработках призабойных зон пластов, очистках труб от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений по замкнутому циклу или оборудование и трубы при глушении нагнетательных скважин.
Процесс обработки комплексным органическим растворителем призабойных зон пластов из всех добывающих скважин и глушения нагнетательных скважин на месторождениях повторяют многократно через необходимые временные интервалы, которые определяются практическим путем и на различных месторождениях будут различными в зависимости от свойств нефтей и горно-геологических условий. Благодаря систематическому осуществлению этих важных операций поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов из добывающих скважин на конкретных месторождениях и обеспечивают непрерывность процессов добычи нефти и газа.
Необходимо отметить, что на различных месторождениях составы и свойства нефтей, пластовых вод и других пластовых флюидов, а также фильтрационные и физико-механические свойства пластов, геологические условия их залегания всегда значительно отличаются друг от друга, иногда даже в пределах одного месторождения их состав и свойства значительно различаются и, соответственно, должны будут различаться составы и свойства комплексного органического растворителя для очень разных геологических условий и свойств нефтей, пластовых вод, пластов различных месторождений и это различие составов комплексного органического растворителя необходимо для того, чтобы он был в конкретных всегда изменяющихся условиях месторождений максимально эффективным и экономичным. В этих всегда изменяющихся условиях на различных месторождениях будут изменяться свойства добавляемых дополнительных химкомпонентов для изменения плотности и вязкости комплексного органического растворителя и их количества, а также будут изменяться вязкости, плотности и количества новых порций комплексного органического растворителя подаваемого с поверхности для частичного обновления и изменения плотности и вязкости растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений и, соответственно, с изменением свойств флюидов и условий будут изменяться свойства и количества антикоррозийных добавок в комплексный органический растворитель.
У разработанного комплексного органического растворителя свойства и соотношение химкомпонентов изменяются при сохранении базовых составляющих в соответствии с изменяющимися условиями на различных месторождениях. Количество закачиваемого в скважины комплексного органического растворителя изменяют в зависимости от многих факторов влияния: физико-химических свойств нефтей, горно-геологических условий залегания нефтегазовых пластов и технологических условий разработки, наличия или отсутствия на месторождениях свит соседних пластов и их взаимовлияния, наличия перетоков нефтей, газов и других флюидов по системам трещин между соседними пластами в свитах, водоносных слоев и горизонтов и других коллекторов в массивах горных пород, наличия или отсутствия значительных геологических нарушений сплошности пластов и систем трещиноватости пород (коэффициентов трещиноватости пород) и пластов на конкретных участках или областях расположения скважин на конкретных месторождениях. В таких условиях состав и количество добавляемых дополнительных химкомпонентов в процентах от общего объема комплексного органического растворителя в скважинах для эффективного и быстрого их перемешивания и последующего изменения плотности и вязкости растворителя устанавливают опытным путем. Для эффективного увеличения плотности и уменьшения вязкости комплексного органического растворителя по результатам проведенных лабораторных и натурных испытаний на пластах многих месторождений, например, установлено, что необходимо добавлять в его состав не менее 25% от общего объема в скважинах смесь этилена карбоната и сульфолана - для увеличения плотности и не менее 20% от его общего объема смесь олеиновой кислоты и ксилола - для уменьшения вязкости. В конкретных условиях множества других месторождений эти параметры могут частично изменяться. В процессе взаимодействия с нефтями пластов и при растворении асфальтеновых и смолопарафиновых отложений в трещинах и порах пластов происходят обратные процессы: плотность комплексного органического растворителя постепенно уменьшается, а его вязкость увеличивается и этот процесс можно многократно корректировать путем последующих добавок дополнительных химкомпонентов или новых порций комплексного органического растворителя с заданными плотностью и вязкостью и с последующим перемешиваним их с составами растворителя, уже находящимися в скважинах конкретных месторождений.
Для снижения количества закачиваемого в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя при их глушении и повышения экономичности и эффективности разработки нефтегазовых месторождений чередуют объемы закачки в них растворителя для вытеснения нефтей в сторону добывающих скважин с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях 1:1 в начале закачки и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки этого состава. Комплексный органический растворитель поступающий первым в начале закачки в пласты через нагнетательные скважины очищает трещины и поры от отложений асфальтенов и смолопарафинов, а также солей, увеличивает приемистость пластов и тем самым облегчает проникновение в пласты движущимся вслед за ним порциям пластовых вод, которые проникают в уже очищенные от отложений трещины и поры. Затем следующие порции комплексного органического растворителя, которые не смешиваются и не взаимодействуют с пластовыми водами, еще раз дополнительно прочищают трещины и поры от оставшихся отложений смол, парафинов и от частично остающихся после продвижения закачиваемых пластовых вод отложений солей и осадков из них и не дают снизится приемистости пластов, а также обеспечивают равномерное вытеснение нефтей, практически, со всей площади нефтяных залежей конкретных месторождений без оставления в пластах необработанных участков и целиков, что приводит к максимально эффективному и экономичному вытеснению нефтей из пластов в добывающие скважины. Процесс вытеснения нефтей из пластов можно считать законченным после появления в добывающих скважинах месторождений маркированных определенным составом в нагнетательных скважинах первых порций комплексного органического растворителя, обнаруженного в добывающих скважинах по результатам отбора проб.
Изобретение поясняется рисунками, на которых на Фиг.1 представлена схема реализации способа повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин, а на Фиг.2 - схема изменения вязкости и плотности комплексного органического растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений, путем добавления в них дополнительных химкомпонентов с поверхности отдельно или вместе с подачей новых порций комплексного органического растворителя для обновления и изменения плотности и вязкости ранее использованного в скважинах и эффективного перемешивания новых составов в добывающих скважинах для дальнейшего их использования с целью обработки призабойных зон пластов.
На Фиг.1 изображен разрез массива горных пород, на котором показана возможная схема размещения добывающей горизонтальной скважины 10 и двух нагнетательных скважин 11, пробуренных на нефтегазовый пласт 1, сложенный терригенными горными породами, для вытеснения из него вязкой нефти комплексным органическим растворителем с чередованием с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в сторону добывающей скважины 10. В процессе бурения с поверхности через массив горных пород 7, водоносный горизонт 8, вмещающие пласт 1 глинистые породы кровли 4, скважины, выходящие на пласт, недобуривают до уровня слоя подстилающих пластовых вод 2 и вмещающих пласт глинистых пород почвы 3. Горизонтальная добывающая скважина 10 после бурения оказывается в зоне повышенной трещиноватости с отдельными крупными трещинами 5 в нефтегазовом пласте 1, которые сообщаются со слоем подстилающих пластовых вод 2, из которого пластовые воды поступают в добывающую скважину 10 через пласт 1 вместе с вязкой нефтью и газом и осложняют их добычу из пласта, так как это приводит к обводнению пласта, снижению прочностных характеристик его пород при низком внутрипластовом давлении, выносу мелких песчаных, глинистых и других породных частиц в горизонтальную скважину, а также к повышенному притоку пластовой воды при добыче нефти. Для повышения добычи нефти в осложненных в данном случае горно-геологических условиях (наличии системы крупных трещин в породах пласта и низкого внутрипластового давления) для обработки призабойной зоны добывающей скважины 10 и вытеснения нефти из пласта 1 через нагнетательные скважины 11 в сторону добывающей скважины 10 в качестве рабочей жидкости используют комплексный органический растворитель с изменяемыми вязкостью и плотностью.
При выполнении работ по глушению добывающих скважин на время проведения в них ремонтов и для глушения нагнетательных скважин рабочими жидкостями с целью вытеснения нефтей из пластов в сторону добывающих скважин плотность рабочих жидкостей для глушения скважин и вытеснения нефтей должна быть существенно выше плотности пластовых вод, нефтей и других пластовых флюидов, причем плотность пластовых вод, практически, всегда выше плотности нефтей и остальных пластовых флюидов. В нашем примере плотность пластовой воды составляет 1,070, а плотность нефти равна 0,820 граммов в кубическом сантиметре.
Для глушения нагнетательных скважин комплексным органическим растворителем и вытеснения им нефти из пласта, его плотность задают при изготовлении выше плотности пластовой воды, например, не менее чем на 30% и плотность растворителя становится равной 1,40 грамма на кубический сантиметр, а его вязкость подбирают в соответствии с трещиноватостью (или коэффициентом трещиноватости) пород пласта. Эти же требования выполняют и для обработки призабойных зон пластов из добывающих скважин в обычных условиях, не осложненных системами крупных трещин, наличием низкого пластового давления и высоковязких нефтей, повышенным притоком пластовых вод, геологическими нарушениями сплошности пород пластов и другими факторами отрицательно влияющими на нормальную работу добывающих скважин. Но для ситуации отображенной на схеме Фиг.1 - в осложненных условиях работы по добыче нефти и газа для глушения добывающей скважины 10 на время ее ремонта в случае прорыва подземных вод из водоносного горизонта 8 с одновременной обработкой призабойной зоны пласта 1 в условиях повышенной трещиноватости пласта и наличия крупных трещин 5 сообщающихся со слоем подстилающей пласт воды 2, плотность комплексного органического растворителя задают выше плотности пластовой воды, например, не менее чем на 30% и устанавливают равной 1,40 грамма на кубический сантиметр, увеличивают плотность по мере необходимости (например, при значительном времени глушения скважины происходит взаимодействие нефти из пласта с комплексным органическим растворителем, что приводит к снижению его плотности) путем подачи в скважину дополнительных химкомпонентов с новыми порциями комплексного органического растворителя для обновления ранее использованного, например, этилена карбоната и сульфолана в количестве не менее 25% от общего его объема в скважине и доводят плотность комплексного органического растворителя в скважине до значений 1,48-1,50 грамма на кубический сантиметр. Но для всегда различных условий конкретных месторождений состав и количество дополнительных химкомпонентов от общего объема комплексного органического растворителя всегда будут различными. Вязкость растворителя подбирают в соответствии с трещиноватостью пород нефтегазового пласта 1 на конкретном участке месторождения с таким расчетом, чтобы образовавшийся над забоем скважины столб комплексного органического растворителя с заданной плотностью оставался неизменной высоты и препятствовал бы за счет давления, создаваемого собственным весом, поступлению пластовой воды, нефти и других флюидов из пласта в скважину при существующем на этом участке конкретного месторождения внутрипластовом давлении. При этом выполняются соответствующие расчеты и определяется необходимая высота столба рабочей жидкости.
Для изложенных условий месторождения наиболее подходящим является, например, следующий состав комплексного органического растворителя: смесь из производных ароматических углеводородов, этилен карбоната, сульфолана, джефамина Д400 и сольвента, имеющая заданную плотность при изготовлении около 1,38-1,40 грамма в кубическом сантиметре и вязкость около 50 сантипуаз. Для уменьшения вязкости этого состава комплексного органического растворителя до необходимых для конкретных условий величин в соответствии с трещиноватостью пород пласта и их коэффициентом трещиноватости, в его состав добавляют, например, следующие дополнительные химкомпоненты: смесь олеиновой кислоты и ксилола в количестве не менее 20% от общего объема растворителя в скважине, после смешения обоих составов в скважинах общая вязкость комплексного органического растворителя уменьшится более, чем в 5 раз и составит около 8-10 сантипуаз или менее в зависимости от количества добавленных дополнительно химкомпонентов и новых порций комплексного органического растворителя для обновления ранее использованного. При этом снизится поверхностное натяжение комплексного органического растворителя и оно будет значительно меньше, чем у пластовой воды, что способствует глубокому проникновению его в поры и трещины пластов. Например, для увеличения плотности комплексного органического растворителя в данных условиях дополнительно добавляют смесь уже входящих в его состав этилена карбоната и сульфолана в количествах не менее 25% от общего его объема в скважине, что приводит к увеличению плотности растворителя до 1,48-1,50 грамма в кубическом сантиметре и более в зависимости от количества дополнительно добавленных химкомпонентов. Со временем (в течение 8-12 и более суток) может происходить дальнейшее уменьшение вязкости и плотности комплексного органического растворителя из-за взаимодействия его с поступающей в скважину из пласта нефтью. По окончании ремонта в скважине и уменьшения вязкости комплексного органического растворителя после подачи в скважину дополнительных химкомпонентов или новых порций растворителя с поверхности с более низкой вязкостью, чем у находящегося в скважине, их перемешивания, комплексный органический растворитель в скважине с уже пониженной вязкостью под действием сначала только собственного веса его столба продавливают в пласт 1 и обрабатывают вначале только трещины и поры рядом со скважиной, а затем закачивают под заданным максимально возможным давлением вглубь пласта 1 и растворяют в течение 3-5 часов асфальтеновые, смолопарафиновые, а также и соляные отложения с помощью присутствующих в комплексном органическом растворителе органических кислот в мелких и крупных трещинах и порах. При этом значительно уменьшается интенсивность отложения парафинов, смол и асфальтенов на поверхностях трещин и пор, а также снижается и перекрывается приток пластовой воды при дальнейшей эксплуатации скважины благодаря гидрофобизации поверхностей трещин, пор, капилляров (на их поверхности образуется защитная гидрофобная пленка и она регулярно поддерживается и обновляется; при осуществлении многократных обработок пласта) и вытеснению пластовой воды вглубь пласта 1 и подстилающего пласт 1 водоносного слоя 2 после обработки призабойной зоны пласта 1 комплексным органическим растворителем.
На поверхности разрабатываемого месторождения нефти и газа для осуществления изложенных выше операций по реализации способа устанавливают резервуары или емкости 12 для подачи в скважины дополнительных химкомпонентов и комплексного органического растворителя с составми обладающими различными плотностями и вязкостями для обновления после использований комплексного органического растворителя в скважинах, а также резервуары или емкости для отделения от него асфальтеновых и смолопарафиновых отложений (АСПО). Благодаря различной плотности и температуре застывания комплексного органического растворителя и АСПО в резервуарах или емкостях на их поверхности образуется слой АСПО 14, отделенный от растворителя. Этот слой АСПО 14 затем удаляется из резервуаров с помощью специальных устройств 15 для удаления АСПО из резервуаров или емкостей, например, в виде скребкового конвейера с ковшами, перемещающегося по поверхности резервуара или любых других устройств.
Для очистки труб в верхних частях добывающих скважин от АСПО 16, уменьшающих полезное сечение труб и препятствующих продвижению по ним вязкой нефти при любых, в том числе и низких температурах на поверхности, комплексный органический растворитель многократно прокачивают по трубам из забоев скважин на поверхность в резервуары или другие емкости и обратно по замкнутому циклу. При этом нагревают его при циркуляции в скважине до температуры пласта 1, например, равной 85 градусов по Цельсию на глубине залегания более 3000 метров, и благодаря этому уменьшают его вязкость и время растворения им отложений на трубах. Перед выполнением этих операций вводят в комплексный органический растворитель антикоррозийные добавки, например, в виде фосфатов - смеси ортофосфорной кислоты с однозамещенными фосфатами натрия и однозамещенными фосфатами аммония в количестве не менее 0,03% от общего объема комплексного органического растворителя (при этом следует иметь в виду, что для всегда различных условий конкретных месторождений состав и количество антикоррозийных добавок от общего объема комплексного органического растворителя будут различными) и одновременно многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой, образованной фосфатами, нефтепромысловое оборудование и трубы при многократных обработках призабойной зоны пласта 1 из горизонтальной добывающей скважины 10, нагнетательных скважин 11 в процессе их глушения комплексным органическим растворителем и при очистках насосно-компрессорной трубы 9 в добывающей скважине 10 от АСПО 16, отложившихся в верхней части трубы 9.
После осуществления вышеизложенных операций растворенные в трубах АСПО остаются в резервуарах или емкостях в поверхностном слое АСПО 14. Через трубопроводы 13 в резервуары подаются новые порции комплексного органического растворителя, который затем поступает в добывающие или нагнетательные скважины по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 9 с помощью призабойных погружных насосов 6, фонтанной и запорной арматуры на устьях скважин 17, а добытые из пластов нефть и газ поступают по трубопроводам 18 на узел подготовки и дальнейшей транспортировки с месторождения к магистральному нефтепроводу. Трубопроводы 19 предназначены для подачи пластовой воды в нагнетательные скважины 11 при использовании их для чередования с закачиваемыми в них заданными объемами комплексного органического растворителя.
После окончания ремонта с глушением добывающей скважины, выполняемого одновременно с обработкой призабойной зоны пласта, вязкость комплексного органического растворителя уменьшают путем добавления в скважину дополнительных химкомпонентов вместе с новыми порциями комплексного органического растворителя с поверхности для обновления, но с более низкой вязкостью, чем у ранее использованного растворителя в скважине. Для дальнейшего наиболее эффективного окончания обработок призабойной зоны пласта, продавливают комплексный органический растворитель с полученной в результате смешивания с добавками сниженной вязкостью под действием сначала собственных весов его столбов в скважине в пласт и затем закачивают под заданным давлением вглубь его призабойной зоны. На Фиг.2 более подробно представлена схема осуществления этой операции. В вертикальную добывающую) скважину, пробуренную на нефтегазовый пласт 1 через массив горных пород 8, водоносный горизонт 4, вмещающие пласт глинистые породы кровли 6, по насосно-компрессорной трубе 14 подают снизу одну третью часть дополнительных химкомпонентов одновременно с двумя третями новых порций комплексного органического растворителя с более низкой вязкостью и с более высокой плотностью, чем у растворителя в скважине, для обновления ранее использованного в скважине и для уменьшения вязкости и увеличения плотности комплексного органического растворителя в скважине после окончания ремонта. Он производился для ликвидации прорыва в скважину подземных вод из водоносного горизонта 4. Нефтегазовый пласт 1 после происшедших в процессе его формирования геологических нарушений имеет крупные трещины 5 сообщающиеся с подстилающим его водоносным слоем 2, ниже которого находятся вмещающие пласт глинистые породы почвы 3. На время проведения ремонта добывающая скважина была заглушена комплексным органическим растворителем с заданной при его изготовлении плотностью, превышающей плотность пластовой воды, равной 1,07 грамма на кубический сантиметр, например, на величину не менее чем на 30%, и равной 1,40 грамма на кубический сантиметр, а также подобранной в соответствии с трещиноватостью пород (или коэффициентом трещиноватости пород) и наличием крупных трещин 5 в пласте 1 вязкостью, равной по величине 50 сантипуазам, с таким расчетом, чтобы образовавшийся над забоем скважины столб комплексного органического растворителя оставался неизменным по высоте, не поглощался крупными трещинами, препятствовал бы поступлению пластовой воды, нефти и других флюидов из пласта в скважину и создавал давление под действием собственного веса столба растворителя, превышающее внутрипластовое давление флюидов за счет заданной неизменной высоты столба растворителя в скважине при условии поддержании неизменными заданных значений вязкости и плотности на все время ремонта и глушения скважины.
Для наиболее эффективного и оптимального по времени перехода от заданных вязкости и плотности комплексного органического растворителя, используемого на время ремонта скважины для ее глушения, к пониженной вязкости, которая необходима для эффективного продолжения обработки призабойной зоны пласта путем продавливания и закачки комплексного органического растворителя после окончания ремонта, производят закачку дополнительных химкомпонентов, понижающих его вязкость в скважине, и новых порций комплексного органического растворителя с поверхности в скважину с более низкой вязкостью, чем у состава растворителя, находящегося в скважине, например, при следующем количественном соотношении: одна треть от заданного количества для смешивания в скважине подается в виде дополнительных химкомпонентов по НКТ 14 в скважину 10 (схема изображена на Фиг.2) с помощью призабойного глубинного погружного насоса 7 снизу вверх для более эффективного перемешивания, а две трети от заданного количества в виде новых порций комплексного органического растворителя с более низкой вязкостью, чем у находящегося в скважине - по трубе 12 непосредственно из резервуара сверху вниз. Через трубу 11 тоже подаются новые порции комплексного органического растворителя с заданными вязкостью и плотностью для обновления ранее использованного, при обработке призабойной зоны пласта 1. Все поступающие в скважину дополнительные добавки в общем количестве не превышают 45% от общего объема комплексного органического растворителя, находящегося в скважине. Комплексный органический растворитель можно использовать многократно для обработок призабойной зоны пласта при обновлении его состава каждый раз на 15-20%. После окончания процесса обработки призабойной зоны пласта, совмещенного с ремонтом добывающей скважины, не потребуется очищать и раскачивать скважину после ремонта и тратить на эти мероприятия дополнительные средства и значительное время. Дебит нефти и газа из скважины увеличивается сразу после окончания работ по ремонту и одновременной обработки пласта.
В карбонатных породах после обработки призабойных зон пластов комплексный органический растворитель приводит соли кальция и магния в растворимое состояние с помощью присутствующих в нем органических кислот.
Для обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин вводят в комплексный органический растворитель антикоррозийные добавки, например, в виде фосфатов и многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой нефтепромысловое оборудование и трубы при многократных обработках призабойных зон пластов, при глушении нагнетательных скважин и очистках труб от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений по замкнутому циклу.
Возможно одновременное воздействие на нефтегазовые пласты на определенной площади их залегания через несколько скважин или через значительное количество скважин, или через все действующие на месторождении скважины. Предложенный способ предполагает, что одновременно с обработкой всех призабойных зон пластов из всех добывающих скважин на месторождениях осуществляют глушение всех нагнетательных скважин комплексным органическим растворителем с увеличением приемистости пластов и вытеснением нефтей в сторону добывающих скважин без оставления необработанных участков в пластах за счет создания благоприятных условий эксплуатации после многократных обработок пластов и эффективного вытеснения из них нефтей, практически, со всей площади месторождений.
Для получения длительного эффекта от обработок призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов с использованием комплексного органического растворителя и поддержания добычи нефти и газа из них на заданном уровне обработку пластов через скважины повторяют многократно через необходимые временные интервалы в необходимом порядке и последовательности. При этом вокруг добывающих скважин в пластах конкретных месторождении в результате многократных постоянных обработок снижается горное давление и изменяется напряженно-деформированное состояние, образуются обработанные комплексным органическим растворителем области с раскрытыми и очищенными от отложений трещинами и порами, через которые начинается интенсивный приток нефтей и газов с облегченным проникновением в добывающие скважины благодаря гидрофобизации их внутренних поверхностей. Гидрофобная пленка на поверхности трещин и пор препятствует проникновению в призабойные зоны пластовых вод и снижает интенсивность отложений на них смол, парафинов, асфальтенов и солей.
Последовательность и временные интервалы обработки пластов через добывающие скважины выбираются в зависимости от конкретных условий на месторождениях - трещиноватости пород пластов, вязкости нефтей, интенсивности притока пластовых вод в добывающие скважины и ряда других факторов, оказывающих значительное влияние на добычу нефти и газа, и уточняются опытным путем, причем в силу различных условий на разных месторождениях эти параметры могут очень значительно отличаться.
Таким образом, предложенный способ обеспечивает эффективный, технологичный и интенсивной процесс добычи нефтей, газоконденсатов и газов из пластов месторождений с использованием комплексного органического растворителя с изменяющимися вязкостью и плотностью в зависимости от конкретных условий месторождений и степени трещиноватости пород пластов, а также обеспечивает бесперебойную работу добывающих скважин даже в период их ремонтов благодаря совмещению ремонтов в скважинах с обработкой призабойных зон пластов для интенсификации притока в них нефти и газа, а также благодаря многократным антикоррозийным обработкам труб и промыслового оборудования, очисткам труб в верхних частях скважин комплексным органическим растворителем от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений при любых, в том числе и низких температурах на поверхности. Предложенный способ повышает добычу газа из месторождений с низким пластовым давлением и высокой обводненностью газовых пластов за счет вытеснения пластовых вод, препятствующих фильтрации газов в скважины, вглубь пластов комплексным органическим растворителем, который является проницаемым для газов месторождений и без препятствий пропускает их в добывающие скважины, но перекрывает приток в них пластовых вод. Осуществление изложенных операций способа приведет к наиболее полному извлечению запасов углеводородного сырья из месторождений и позволит получить значительный экономический эффект.