СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE TREATMENT METHOD

Изобретение относится к технологии обработки призабойной зоны карбонатного пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений и может быть использовано в газодобывающей промышленности.
6
Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты. Тампонирующий материал закачивают при повышенном давлении для изоляции высокопроницаемых трещин. Начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора. Закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствор кислоты. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически. После завершения всех работ осваивают скважину и очищают ее от продуктов реакции и тампонирующего материала [Патент РФ 2114296, МПК Е21В 43/27, опубл.
27.06.1998].
Недостатком данного способа является закупорка высокопроницаемых зон в процессе проведения работ на скважине, что существенно влияет на эффективность воздействия на пласт из-за невозможности осуществления полной очистки трещин от тампонирующего материала.
6
Наиболее близким по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт кислоты и блокирующего вскрытую часть пласта состава. Закачку проводят циклически, причем объем кислоты и блокирующего состава в каждом цикле уменьшают не более чем на 50% при одновременном повышении давления закачки, а объем блокирующего состава в последнем цикле равен объему скважины во вскрытой части пласта [Авторское свидетельство СССР №1309645, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.03.1995].
Первый цикл начинают с закачки кислоты большего объема, вслед закачивают блокирующий состав того же объема, на этом цикл заканчивается. За каждым циклом непрерывно следует другой. Давление закачки с каждым циклом повышают. Последний цикл заканчивают закачкой блокирующего состава при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении. Каждая порция раствора кислоты вскрывает трещину и поглощается ею, реагирует с породой, увеличивая размеры трещин. Вслед за раствором кислоты закачивают блокирующий состав, который вытесняет из обработанной кислотой трещины в поры пласта раствор прореагировавшей кислоты и полностью заполняет трещину. Следующая порция кислоты поглотится новой трещиной и т.д. Применяемый в качестве блокирующего состава гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, в процессе освоения скважины легко вымывается из трещин вызываемым притоком нефти.
Недостатком известного способа является низкая эффективность для обработки призабойной зоны газового пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений. В условиях дефицита пластовой энергии применение обычной солянокислотной обработки неэффективно вследствие высокой скорости реакции кислоты с породой, способствующей тому, что в первую очередь подвергаются воздействию одни и те же освоенные и неоднократно обработанные интервалы пласта. Блокирование трещин газоносного пласта составом, содержащим во внешней фазе нефть, приводит к резкому снижению фазовой газопроницаемости пласта, что делает невозможным вынос блокирующего состава при последующем освоении скважины.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки газового пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений.
Поставленная задача решается способом обработки призабойной зоны пласта, включающем циклическую закачку в пласт кислотного раствора и блокирующего состава, в котором кислотный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество и стабилизатор ионов железа, в качестве блокирующего состава используют водный гель на основе сшитого полисахарида, объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора, при закачке их диспергируют азотом, обработку завершают закачкой указанного кислотного раствора с продавкой его технической водой и азотом.
Добавка поверхностно-активного вещества (ПАВ) к кислотному раствору способствует гидрофобизации порового пространства, замедлению реакции кислоты с породой, увеличению вязкоупругих неравновесных свойств кислотного раствора. Кислотный раствор содержит стабилизатор ионов железа для предотвращения выпадения соединений железа, образующихся в процессе кислотной обработки, в осадок и необратимой вторичной кольматации пласта. Полученный кислотный раствор, диспергированный при закачке азотом, более равномерно поступает в высоко- и низкопроницаемые пропластки за счет его повышенной проникающей способности, и, как следствие, повышается охват обработки по толщине и глубине пласта. Закачка и вынос полученного газокислотного раствора значительно облегчается. Известно применение диспергированного газом кислотного раствора с добавкой ПАВ для обработки призабойной зоны нефтяного пласта [Патент РФ №2114292, 6 МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.1998]. В предлагаемом способе данные отличительные признаки используются по своему известному назначению.
Предлагаемый в качестве блокирующего состава водный гель, основным компонентом которого является сшитый водорастворимый полисахарид, обладает высокой вязкостью и термостабильностью (до 100°С), низкими фильтрационными утечками и потерями давления на трение в трубах, высокой пескоудерживающей способностью. Полисахарид представляет собой галактоманнановую смолу, предпочтительно гуаровую смолу, или производное гуаровой смолы, или производное целлюлозы, сшит боратным, или циркониевым, или титановым сшивающим агентом. Известно использование водных гелей на основе сшитого полисахарида в качестве рабочей жидкости в процессах гидроразрыва пластов [Патент РФ №2256787, 7МПК Е21В 43/26, опубл. 20.07.2005]. В предлагаемом способе при закачке в скважину водный гель на основе сшитого полисахарида диспергируют газообразным агентом (азотом). Диспергированный водный гель на основе сшитого полисахарида в пластовых условиях обладает еще более высокой вязкостью, что позволяет получить наиболее структурированный гель с высоким содержанием газовой фазы, который, не проникая глубоко в обработанные пропластки (поровые каналы, трещины), временно блокирует их от проникновения кислотного раствора последующих циклов закачки, позволяя кислотному раствору в заблокированной части пласта дальше реагировать с породой, проникая вглубь пласта.
При этом оптимальный объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора. При меньшем объеме водного геля пропласток (поровый канал, трещина) заблокируется не полностью и последующий кислотный раствор поглотится этим же пропластком. Объем водного геля более 70% от кислотного раствора экономически нецелесообразен. Завершают обработку закачкой кислотного раствора с продавкой его технической водой (пресной или минерализованной) и азотом. Закачка азота обеспечивает продвижение вглубь пласта кислотного раствора, а также облегчение последующего выноса ее на дневную поверхность.
При проведении поиска патентной и другой научно-технической информации не были выявлены источники, в которых приведены сведения о технических решениях, содержащих отличительные признаки заявляемого способа. Это позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "новизна".
Технический результат от новой совокупности существенных признаков в заявляемом способе заключается как в облегчении самого процесса закачки в скважину реагентов и повышенной проникающей способности в тонкопоровые и мелкотрещиноватые коллекторы за счет капиллярного впитывания кислотного раствора с улучшенными реологическими свойствами, так и в образовании за счет иного, чем в прототипе, агрегатного состояния блокирующего состава в пластовых условиях своеобразной временной пробки в обработанных предварительно кислотным раствором пропластках (поровых каналах, трещинах), препятствующей проникновению кислотного раствора последующих циклов закачки. Кроме того, неглубокое проникновение блокирующего состава в пропластки (поровые каналы, трещины) и высокое содержание газовой фазы в применяемых в способе составах позволяет создать наиболее благоприятные условия как для извлечения загрязняющих жидких и твердых частиц из поровой среды коллектора и блокирующего состава из пропластков (каналов, трещин), так и для эффективного выноса их по стволу скважины при наименьших градиентах давления.
Сказанное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа обработки призабойной зоны пласта критерию «изобретательский уровень».
Способ осуществляется следующим образом.
9
9
9
Для реализации способа в промысловых условиях используют оборудование, обычно применяемое для обработки призабойной зоны пласта газированным кислотным раствором. По результатам исследований скважины определяют работающие интервалы пласта. Расчетным путем определяют необходимое количество кислотного раствора, блокирующего состава, азота и оптимальное количество циклов закачки, необходимое для обработки и вовлечения в работу всего интервала продуктивного пласта. Готовят кислотный раствор, в который добавляют поверхностно-активное вещество (ПАВ) и стабилизатор ионов железа. Для обработки призабойной зоны карбонатного пласта в качестве кислотного раствора традиционно используют растворы соляной, уксусной кислот или смесь указанных кислот. В качестве ПАВ могут быть использованы, например, ОП-10 по ГОСТ 8433-81, Неонол АФ-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ-6, АФ-4 по ТУ 38.50724-87. Для стабилизации ионов железа используют комплексообразователи: этилендиаминтетрауксусной кислоты динатриевая соль (Трилон Б), ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т, нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).
В отдельной емкости готовят водной гель на основе сшитого полисахарида. В качестве жидкости для получения геля используют пресную, пластовую или минерализованную воду. Расчетное количество полисахарида загружают в емкость и тщательно перемешивают, после чего загружают необходимое количество сшивающего агента. В качестве полисахарида может быть использована гуаровая смола и ее производные, например гидроксипропилгуар (ГПГ), а также производные целлюлозы: карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), гидроксиметилцеллюлоза (ГМЦ), сшитые с помощью водорастворимых солей переходных металлов - бора, титана или циркония. Гелеобразующая композиция подбирается исходя из конкретных пластовых условий и коллекторских свойств обрабатываемого пласта и может также включать одну или более функциональных добавок, часто добавляемых к сшитым полимерным растворам (деструкторы, регуляторы pH, регуляторы деструкции, термостабилизаторы, ускорители и замедлители процессов сшивки и деструкции).
Осуществляют закачку кислотного раствора и одновременно диспергируют в него азот путем подачи его под давлением из азотной установки, например, АГУ-2К. Вслед производят закачку водного геля, диспергированного азотом аналогичным образом. Затем цикл повторяют необходимое число раз. Оптимальный объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора.
3
Нагнетание реагентов в скважину осуществляют при максимально допустимом для эксплуатационной колонны давлении и расходе по жидкости до 0,5-1,5 м/мин при постоянном расходе азота в течение всего процесса закачки.
Завершают обработку закачкой диспергированного азотом кислотного раствора с последующей продавкой его технической водой и азотом. После выдержки на реакцию скважину осваивают.
Наибольшая результативность достигается при применении способа для обработки призабойной зоны скважин с горизонтальными стволами, в которых эффективность кислотных обработок может быть сведена к нулю из-за поглощения всего обрабатывающего раствора наиболее проницаемыми узкими пропластками, находящимися в начале ствола скважины, не позволяя провести обработку в наиболее удаленных зонах вскрытого ствола горизонтальной скважины.
3
3
Пример. Проведена обработка призабойной зоны карбонатного пласта по предлагаемому способу на действующей скважине №10051 с горизонтальным стволом Оренбургского газоконденсатного месторождения. Скважиной вскрыты карбонатные отложения артинского яруса. Пробуренный забой - 2300 м. В интервале 1750-2300 м открытый ствол. Длина горизонтального ствола составляет 435 м. Пласты артинского яруса представлены пористыми и участками с низкопористыми известняками с пористостью от 6 до 24%. После бурения при освоении скважины была проведена обычная солянокислотная обработка с применением койлтюбинговой установки с гибкой трубой диаметром 38,1 мм с использованием соляной кислоты 22%-ной концентрации в объеме 16 м. Геофизическими исследованиями от 16.06.05 установлено, что газ поступал из поровых коллекторов интервалов: 1764,5-1772 м; 1780-1781,5 м; 1789-1795 м; 1820,5-1828 м; 1856-1862 м; 1899-1934,5 м; 1954-1985 м; 2062-2088 м и 2179-2244,5 м. Суммарная толщина работающих коллекторов составляла 123,5 м (23,5% от общей вскрытой толщины или 59% от толщины коллекторов порового типа). Дебит скважины составлял 42 тыс.м/сут.
3
Для реализации способа приготовили 15%-ный раствор соляной кислоты объемом 100 м, в который добавили 30 кг ОП-10 (ПАВ) и 100 кг Трилона Б (стабилизатор ионов железа).
3
Для приготовления водного геля на основе полисахаридов применили комплекс гелирующий "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-98, разработанный АО «ХИМЕКО-ГАНГ» совместно с РМНТК «Нефтеотдача». В состав комплекса гелирующего "Химеко-В" входят гелеобразователь на основе гидроксипропилгуара - ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03), боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03), деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) и регулятор деструкции (ТУ 2499-070-17197708-03). В 40 м технической воды растворили 110 кг гелеобразователя, 7 кг деструктора и влили 12 л регулятора деструкции, 100 л боратного сшивателя.
3
3
Обработка по предлагаемому способу включала последовательную закачку кислотного раствора, содержащего ПАВ и стабилизатор ионов железа, и водного геля на основе сшитого полисахарида, которые в течение всего времени закачки диспергировали азотом. Объем водного геля при каждой закачке составлял 60% от объема закачанного кислотного раствора. Завершили обработку закачкой указанного кислотного раствора и продавкой его в пласт рапой и азотом. После выдержки на реакцию в течение 4 часов скважину освоили. Скорость закачки приготовленных растворов от 0,9 до 1,5 м/мин, давление закачки кислотного раствора составляло 15,1-19,9 МПа, а водного геля - 11,1-14,6 МПа. Подача азота осуществлялась отечественной азотной установкой АГУ-2К с постоянным расходом азота 7,6 м/мин.
Процесс закачки осуществили путем последовательной закачки реагентов:
3
3
- 33,3 м кислотного раствора, диспергированного азотом (273,6 м), давление закачки 15,1 МПа;
3
3
- 20 м водного геля, диспергированного азотом (68,4 м), давление закачки 11,1 МПа;
3
3
- 33,3 м кислотного раствора, диспергированного азотом (288,8 м), давление закачки 19,9 МПа;
3
3
- 20 м водного геля, диспергированного азотом (91,2 м), давление закачки 14,6 МПа;
3
3
- 33,3 м кислотного раствора, диспергированного азотом (159,6 м), давление закачки 15,1 МПа;
3
- 2 м рапы (давление 15,1 МПа);
3
- 4,1 тыс.м азота.
3
3
В результате обработки удалось увеличить работающую толщину пластов. По данным от 12.08.05 после обработки отмечается подключение к работе коллекторов интервалов: 2005-2021 м и 2172,5-2244,5 м. Суммарная толщина коллекторов составила 169 м (31,6% от общей вскрытой толщины или 81,1% от толщины коллекторов порового типа). Дебит скважины повысился до 75 тыс.м/сут. Дополнительная добыча газа составила 9,06 млн.м, конденсата - 161 тонна.
Аналогичным образом были проведены обработки призабойной зоны пласта по предлагаемому способу на 30 скважинах. Успешность обработок при этом составила 100%, продолжительность эффекта составила от 2-3 и более лет.
Таким образом, использование предлагаемого изобретения позволяет подключить к работе неосвоенные пропластки продуктивного пласта, ранее не участвующие в формировании дебита скважины, более полно и качественно обработать поверхность каналов и трещин в пористой среде, быстро и интенсивно освоить скважину за счет наличия большого содержания газовой фазы в применяемых в способе обрабатывающем растворе и блокирующем составе, повысить производительность скважины и эффективность обработки в целом.