Результат интеллектуальной деятельности: Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2494245, МПК E21B 43/27, C09K 8/74, опубл. Бюл. изобретений №27, 27.09.2013 г.), заключающийся в том, что вначале закачивают водный раствор кислоты, далее в последовательно чередующемся режиме проводят закачку эмульсии и водного раствора кислоты. Эмульсию готовят по следующей рецептуре: кислота - 40,0% масс; анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь - 1,0-10,0% масс; углеводородный растворитель - 5,0-40,0% масс; первичный или вторичный спирт или их смесь - 0,1-5,0% масс; ингибитор коррозии - 0,01-0,05% масс; вода - остальное. Кроме этого, эмульсия может дополнительно содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0% масс, или используют водный раствор кислоты 3,0-24,0%-ной концентрации.

Недостатком данного способа является выбор объема эмульсии для заполнения норового пространства в цилиндрической области вокруг интервала обработки. Применение подобного метода расчета объема эмульсии в неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторах, является недостаточным для качественного временного заполнения высокопроницаемых зон продуктивного пласта и перераспределения последующего потока кислоты. Для эффективного отклонения последующего потока кислоты необходимо применять дифференцированный подбор расчетного объема вязкотекучего материала в зависимости от величины удельной приемистости.

Известен способ селективной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов (Хисамутдинов А.И., Мусабиров М.Х., Абусалимов Э.М. Технологии стимуляции добывающих скважин: состояние, перспективы // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №7. - С.48), заключающийся в том, что проводится последовательная закачка селективного блокирующего материала и соляной кислоты. В ходе обработки блокирующий материал сохраняет высокую вязкость при контакте с водой и снижает вязкость при контакте с углеводородами.

Недостатком данного способа является проведение последовательной закачки порций селективного блокирующего материала и соляной кислоты в один этап. Для эффективной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта необходимо проводить последовательную циклическую закачку порций блокирующего материала и кислотного состава в несколько этапов. В этом случае каждая последующая порция блокирующего материала будет перераспределять следующую за ней порцию кислотного состава в еще не затронутую обработкой зону продуктивного пласта, тем самым увеличивая охват пласта кислотной обработкой.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ кислотной обработки пласта (Ибрагимов Н.Г., Исмагилов Ф.З., Мусабиров М.Х., Абусалимов Э.М. Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №7. - С.40). Способ включает последовательную циклическую закачку в скважину порций вязкоупругого раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), самоотклоняющегося кислотного состава и (или) соляной кислоты.

Недостатком способа является контакт закачиваемого вязкоупругого раствора ПАВ с нефтью, содержащейся в стволе скважины и прискважинной зоне пласта, что ведет к ухудшению свойств вязкоупругого раствора ПАВ. При контакте с нефтью происходит снижение вязкости раствора, что негативно сказывается на потокоотклоняющих свойствах раствора. Для предотвращения контакта необходимо применять предварительную закачку буферной жидкости.

В известном способе для обработки выбранного интервала применяется фиксированный объем вязкоупругого раствора ПАВ. Как правило, карбонатные пласты неоднородны по своему строению, присутствуют высокопроницаемые трещинные зоны и низкопроницаемые плотные зоны («матрица»). Закачка фиксированного объема вязкоупругого состава недостаточна для временного заполнения высокопроницаемых зон, или наоборот, влечет за собой кольматацию прискважинной зоны и полную потерю приемистости.

Кроме этого, недостатком способа является использование водного раствора соляной кислоты в качестве жидкости, растворяющей горную породу. Кислотные составы, применяющиеся для стимуляции скважин, должны содержать в себе добавки, улучшающие фильтрацию и смачивание, снижать поверхностное натяжение, ингибировать процесс коррозии, предотвращать образование нефтекислотных эмульсий.

Следующим недостатком способа является отсутствие технологических пауз на структурирование закачанных порций вязкоупругого раствора ПАВ. Вязкоупругие жидкости имеют тиксотропные свойства, т.е. увеличивают свою вязкость в состоянии покоя. Это свойство может быть использовано для увеличения вязкости раствора ПАВ в пластовых условиях для более эффективного потокоотклонения следующих за ним порций кислотного состава.

Техническими задачами, решаемыми предлагаемым способом, являются временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м³/(МПа⋅ч)) и более эффективное воздействие порций кислоты на породу, что приводит к увеличению дебита нефти.

Указанные задачи решаются способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного ПАВ, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью.

Новым является то, что перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м³, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС, причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м³ на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м³ - для горизонтальных скважин, причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки, далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м³.

Новым также является то, что в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.

Способ реализуется следующим образом. Для подбора оптимальных кислотных составов проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, устойчивость кислотных составов к образованию эмульсий, время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС.

В указанном способе применяются ВУС, представляющие собой смесь водного раствора катионного ПАВ и соляной кислоты. В основе действия таких составов лежит способность ПАВ образовывать ВУС в присутствии продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Образовавшийся ВУС создает условия для отклонения новых порций кислотного состава к ранее необработанным низкопроницаемым участкам пласта. После обработки отклоняющий ВУС разрушается при контакте с углеводородами. Таким образом, применение кислотного состава на основе вязкоупругого ПАВ обеспечивает равномерное воздействие на всю толщину интервала обработки.

При коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м³/(МПа⋅ч) в интервал обработки дополнительно закачивают ВУС. Объем ВУС подбирают эмпирическим методом в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Для получения ВУС и регулирования вязкости в вязкотекучий материал добавляют водный раствор соляной кислоты 22-24%-ной концентрации. Предварительная закачка порции буферной жидкости позволяет предотвратить контакт с пластовой нефтью и последующее разрушение структуры ВУС.

Первая порция ВУС продавливается кислотным составом в объеме, достаточном для полного замещения объема НКТ и межтрубного пространства интервала обработки. Для проявления тиксотропных свойств ВУС выдерживается технологическая пауза. Продолжительность технологической паузы выбирается по результатам лабораторного тестирования динамики упрочнения структуры ВУС. В момент паузы происходят образование трехмерной структуры и увеличение вязкости. Молекулы ПАВ агрегируются с образованием мицелл, которые взаимодействуют между собой с образованием сетки с вязкоупругими характеристиками (М. Келланд. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли: пер. с англ. яз. 2-го изд.; под редакцией Л.А. Магадовой. - СПб.: ЦОП «Профессия», 2015. - С.248, ил.).

Временное упрочнение структуры ВУС в высокопроницаемых зонах способствует равномерному контакту следующей за ним порции кислотного состава со стенкой породы. При равномерном контакте происходит растворение породы по всей толщине интервала обработки. Радиус скважины увеличивается, что по общепринятым теоретическим формулам (Dupuy, Joshi, Ю.П. Борисова, Renard, В.Г. Григулецкого), способствует увеличению притока жидкости к скважине.

При циклической закачке потокоотклоняющих материалов и кислоты достигается поэтапное перераспределение поступающей неотреагировавшей кислоты в еще не подвергшиеся обработке зоны пласта и повышается эффективность кислотной обработки.

Увеличение объемов порций кислотного состава в процессе кислотной обработки используется для заполнения объема растворенной породы и более полного контакта поверхности породы с кислотным составом, что повышает вероятность вскрытия новых пор.

Объемы порций кислотных составов подобраны эмпирическим способом. По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.

Проведенные модельные и практические эксперименты показывают, что для отклонения последней порции кислотного состава достаточно закачки второй порции ВУС в объеме, равном 40-60% объема первой порции ВУС.

В последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз, что способствует доставке кислоты по созданным каналам в удаленные от ствола скважины зоны пласта. Объем веществ, снижающих скорость реакции кислоты с породой, подобран эмпирически. Кислотный состав с определенной степенью замедления скорости реакции с породой подбирается в зависимости от глубины проникновения кислотного состава в пласт. Чем глубже доставляется кислотный состав, тем больше он содержит веществ, снижающих скорость реакции кислотного состава. В результате повышается охват пласта кислотным воздействием, увеличивается область отбора нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбираются оптимальные кислотные составы, определяется время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов и ВУС.

Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленного от устья предполагаемого интервала посадки пакера.

Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку. При установке двух пакеров между ними равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости к пласту. Пакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. На компоновку скважинного оборудования и конструкцию пакеров авторы не претендуют.

Закачкой фиксированного объема жидкости (например, нефти) определяют приемистость интервала обработки за определенный период времени.

При приемистости более 2,0 м³/(МПа⋅ч) в интервал обработки закачивается буферная жидкость в объеме 2-4 м³. В качестве такой жидкости может использоваться пластовая или техническая вода. Следом закачивается первая порция ВУС. Объем первой порции ВУС подбирают эмпирическим методом при проведении опытных работ. На основе проведенных опытных работ эмпирическим путем установлена зависимость объема первой порции ВУС от коэффициента удельной приемистости (табл. 1).

ВУС продавливается в пласт кислотным составом в объеме, достаточном для полного замещения объема колонны НКТ и межтрубного пространства интервала обработки.

Скважина закрывается на технологическую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки, после чего закачивается вторая порция кислотного состава. Для вертикальных скважин общий объем первой и второй порций кислотного состава - 0,5-1,0 м³ на погонный метр интервала обработки, для горизонтальных скважин - 0,05-0,1 м³ на погонный метр интервала обработки.

В качестве кислотного состава, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, применяют кислотный состав на основе водного раствора ингибированной соляной кислоты, который в качестве добавок содержит в составе ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту (например, по патенту РФ №2308475). На кислотный состав авторы не претендуют.

Далее производится закачка второй порции ВУС, объем которой равен 40-60% от объема первой порции ВУС. Вторая порция ВУС продавливается кислотным составом, объем которого увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. В последнюю порцию кислотного состава добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 3-50 раз. В качестве такого вещества, например, применяют моносульфитный черный щелок, лигносульфонаты технические жидкие, уксусную кислоту и т.п.

Кислотный состав продавливают из колонны НКТ нефтью с расчетом превышения объема про давки над объемом колонны НКТ на 3-5 м³ с целью более глубокого проникновения кислотных составов в пласт и деструкции ВУС. Чем больше интервал обработки, тем больше величина превышения объема продавки над объемом колонны НКТ.

Пример конкретного выполнения способа.

Дебит жидкости скважины до обработки - 3,4 м³/сут, содержание воды в продукции скважины - 15%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1182 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,7 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1129-1136 м и сложен карбонатными породами (известняками). По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкости подбирают оптимальные кислотные составы, определяют время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС (0,5 ч). По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов.

Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола скважины.

Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку с хвостовиком из НКТ диаметром 73 мм и воронкой. Пакер устанавливают на глубине 1109 м, воронку - на глубине 1137 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,5 м³.

Сажают пакерную компоновку на глубине 1137 м. Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают межтрубную и трубную задвижки. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м³ нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составляет 504 м³/сут при давлении закачки Р=3 МПа (К_{уд.прием.}=7 м³/МПа⋅ч). По табл. 1 объем первой порции ВУС - 7 м³. Принимаем объем второй порции ВУС 4 м³. что входит в заявленный в способе диапазон - 40-60% от объема первой порции ВУС. Расставляют технику для приготовления ВУС для первой порции в объеме 7 м³ и для второй - 4 м³. Заливают последовательно в пропаренный, очищенный от посторонних жидкостей блок долива 7,5 м³ пресной воды, 1,4 м³ катионного ПАВ SD-7, 2,1 м³ водного раствора соляной кислоты 22%-ной концентрации. Путем перемешивания по схеме «блок долива - насосный агрегат - блок долива» в течение 1-2 ч перемешивают компоненты до образования ВУС с условной вязкостью не менее 200 с по вискозиметру ВП-5.

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).

Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:

1. Закачивают буферную жидкость (техническую воду) в объеме 4 м³.

2. Закачивают ВУС в объеме 7 м³.

3. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 3,5 м³.

4. Останавливают закачку на структурирование ВУС на 0,5 ч.

5. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 3,5 м³.

6. Закачивают ВУС в объеме 4,0 м³.

7. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 14,0 м³.

8. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 6,5 м³.

Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.

Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости.

Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.

По результатам освоения приток жидкости увеличился до 4,8 м³/сут, что на 41% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился. Накопленная добыча нефти за год до обработки составила 1055 т. После обработки накопленная добыча нефти увеличилась до 1489 т. Дополнительная добыча нефти за один год после проведения работ составила 434 т.

Предлагаемый способ позволяет временно блокировать интервалы пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м³/(МПа⋅ч)) для более эффективного воздействия порций кислоты на породу, что приводит к увеличению дебита нефти до 50%.