Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем промывки скважины с максимальным расходом воды до полной замены бурового раствора в скважине, медленной промывки тремя-четырьмя порциями 5-6% раствора соляной кислоты по 0,3-0,4 м³ каждая, закачиваемыми через каждые 15-20 мин с добавлением в последнюю порцию 2-3% фтористой кислоты.

После выхода на поверхность последней порции кислоты расход промывочной воды увеличивают до 10-12 л/с и продолжают промывку ствола в течение 1,5-2 ч. При открытой затрубной задвижке закачивают кислоту в скважину. После подъема головной части кислотного раствора в затрубном пространстве на 20 м выше кровли пласта затрубную задвижку закрывают и оставшийся объем кислоты закачивают в пласт с малой производительностью насосов. Выдавливают кислоту из скважины в пласт расчетным объемом продавочной воды, после чего скважину оставляют в покое на время завершения реакции кислоты в пласте. По завершении реакции скважину открывают для отбора пластового флюида при допустимой депрессии на пласт [Справочник по добыче нефти. Том II под редакцией проф. Муравьева И.М. ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М.: - 1959. - С. 99].

Основным недостатком способа является невозможность его применения в коллекторах с развитой трещиноватостью. При промывке скважины водой могут создаваться избыточные давления в призабойной зоне скважины, сопровождаемые поглощениями бурового раствора и воды и закупоркой каналов фильтрации твердой фазой, в результате чего попытки очистить призабойную зону пласта при пробной эксплуатации оказываются неэффективными.

Известен способ одновременной обработки двух изолированных зон карбонатного пласта с использованием кислоты, закачиваемой под давлением гидроразрыва пласта для образования трещин в пласте. Для обработки верхней зоны в кольцевое пространство закачивают раствор кислоты пониженной плотности, а в нижнюю зону через колонну НКТ - кислоту более высокой плотности [патент США 5322122, МПК⁵ Е 21 В 43/27].

Основным недостатком является то, что при существующих высокопроницаемых трещинах в пласте гидроразрыв создать невозможно, т.е. невозможно образовать новые трещины. Кроме того, после завершения реакции кислоты с породой, которая длится не более 1 мин, происходит резкое снижение давления в призабойной зоне скважины, что приводит к деформации коллектора, сопровождаемой не только смыканием созданных трещин во время гидроразрыва пласта, но и обрушением скелета горных пород, приводящим к закупорке каналов фильтрации.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты [Способ обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ 2114296, МПК⁶ Е 21 В 43/27]. 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 пускают скважину и очищают ее от продуктов реакции и тампонирующего материала.

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 очистки трещин от тампонирующего материала.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины - патент РФ 2117145, МПК⁶ Е 21 В 43/25. Способ предусматривает промывку скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной их задавкой в призабойную зону скважины. Затем проводят вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором для обработки призабойной зоны скважины и продавливают его нефтью в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку и снова проводят вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Затем повторяют операции по очистке призабойной зоны скважины от асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений несколько раз, увеличивая объем растворителя по сравнению с объемом предыдущей порции растворителя в 1,15-1,25 раз.

Основным недостатком данного способа является необходимость проведения откачки продуктов реакции после каждого цикла воздействия на пласт. При низких скоростях откачки продуктов реакции они могут накапливаться в зоне перфорации эксплуатационной колонны, перекрывая ее, что приведет к снижению продуктивности скважины.

Кроме того, вакуумно-импульсное воздействие может применяться только в том случае, если пласт представляет собой породу, не разрушающуюся при воздействии на нее. В слабосцементированных породах после воздействия и откачки продуктов реакции в нижней части эксплуатационной колонны в этом случае вместе с продуктами реакции будет образовываться осадок частиц породы, перекрывающий зону перфорации.

В предлагаемом изобретении решается задача повышения производительности скважины путем увеличения зоны дренирования и предупреждения накопления продуктов реакции и частиц горной породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при проведении воздействия на карбонатный пласт. Задача решается тем, что в способе обработки ПЗП, включающем герметизацию затрубного пространства, промывку ПЗП от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции, после закачки растворителя асфальтосмолистых и парафиновых отложений нагнетают воду в пласт при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, и в объеме не менее одного объема скважины, затем последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости в пласт и продавливают их вместе с продуктами реакции в глубь пласта водой в объеме не менее суммарного объема всех порций нефти и раствора кислоты и оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты, а затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя, после чего пускают скважину в работу. При этом первую порцию раствора кислоты закачивают объемом 5-10 м³ концентрацией не более 5%, а все последующие порции раствора кислоты в таких же объемах - от 10 до 15% концентрации. В качестве углеводородной жидкости могут быть использованы маловязкая беспарафинистая и не содержащая асфальтосмолистых веществ нефть, конденсат, дизтопливо и другие.

Для предупреждения выхода продуктов реакции и воды из скважины совместно с добываемой продукцией скважину пускают в работу после периода гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой, определяемого по стабилизации давления на устье скважины при его снижении после нагнетания последней порции воды. Для предупреждения деформации раскрытых трещин пласта и их закупорки обломками пород давление на устье скважины, установившееся после периода гравитационного замещения, перед ее пуском в работу плавно снижают с помощью дросселя в течение суток до рабочего давления, после чего открывают трубное пространство и пускают скважину в работу.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале герметизируют устье скважины. Призабойную зону пласта промывают от асфальтосмолистых отложений путем закачки в нее растворителя. Оставляют скважину в покое на период реакции. Затем закачивают воду в объеме, равном объему скважины, для удаления растворимых асфальтосмолистых отложений и парафина в глубь пласта и заполнения открытых трещин высокой проводимости. После закачки воды сразу же осуществляют нагнетание в призабойную зону пласта первой порции раствора кислоты в объеме 5-10 м³ 5% концентрации. Оставляют скважину в покое на 5-10 мин на период реакции, после чего прокачивают порцию углеводородной жидкости объемом, равным объему раствора, с максимально возможной скоростью при давлении, достигающем давления начала раскрытия трещин низкой проводимости. Вновь закачивают порцию кислоты 10-15% концентрации в объеме 5-10 м³ при том же давлении нагнетания и оставляют скважину в покое на 5-10 мин на период реакции. Продавливают в глубь пласта продукты реакции углеводородной жидкостью. Операции по закачке раствора кислоты и углеводородной жидкости повторяют до тех пор, пока давление нагнетания не снизится на 10-20% от максимального давления нагнетания при одной и той же производительности насосов. Затем нагнетают воду для удаления продуктов реакции по трещинам в глубь пласта в объеме, равном объему скважины, с более высокой производительностью насосов при давлении, равном начальному давлению нагнетания раствора кислоты 5% концентрации. Оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой. При этом окончание периода гравитационного замещения определяют по давлению, установившемуся при его снижении до стабильного значения на устье скважины после окончания процесса нагнетания воды в пласт. Открывают скважину и плавно снижают давление в трубном пространстве с помощью дросселя в течение одних суток до рабочего давления для предупреждения выноса продуктов реакции из пласта в ствол скважины и деформации породы, после чего пускают скважину в работу.

Пример.

В качестве примера рассмотрим ситуацию, сложившуюся при эксплуатации газонефтяной скважины глубиной 4100 м и проработавшей в течение 7 лет. При проведении капитального ремонта на скважине из нее извлекли насосно-компрессорные трубы (НКТ), нижняя часть которых была забита асфальтосмолистыми отложениями. И вновь спустили НКТ в скважину. Герметизировали устье скважины, произвели закачку 1 м³ бензола в качестве растворителя парафиносмолистых отложений в ПЗП и пустили скважину в эксплуатацию. Произвели измерение дебита нефти и газа, замерили давление на забое. Дебит нефти был примерно на 10 м³/сут выше по сравнению с начальным, замеренным до обработки пласта бензолом. Было принято решение воздействовать на карбонатный коллектор пласта, чтобы повысить производительность скважины. В нее закачали 200 м³ воды, затем 5% раствор соляной кислоты объемом 5 м³, продавили ее в пласт 5-ю м³ конденсата, снова закачали кислоту 15% концентрации и объемом 5 м³ и снова продавили ее конденсатом. Подобные операции повторили 10 раз. После 10-ой закачки раствора кислоты давление нагнетания снизилось на 4 МПа. При закачке последней порции конденсата увеличили производительность насосов до 22 л/с и восстановили начальное давление нагнетания 35 МПа. Закачали воду объемом 200 м³ и оставили скважину в покое на 15 суток. Давления в закрытой скважине после остановки процесса нагнетания воды в пласт составили в трубном - 18,5 МПа и в затрубном - 25 МПа. Через 14 суток давление на устье скважины снизилось до 10 МПа и стабилизировалось на этом уровне. С помощью регулируемого дросселя в течение суток плавно снизили давление в затрубном пространстве и пустили скважину в эксплуатацию. При пуске скважины выходящая нефть не содержала в своем составе воду и продукты реакции кислоты с породой. Произвели измерение дебитов нефти и газа. Дебит нефти и газа увеличился в 3,5 раза. Замеренное давление на забое с помощью глубинного манометра оказалось выше на 5 МПа от ранее замеренного до проведения воздействия на пласт, что свидетельствовало о снижении депрессии на пласт за счет увеличения зоны дренирования и создания новых каналов фильтрации.

Применение предлагаемого способа повышает производительность скважин, так как предусматривает высокую степень воздействия на карбонатный пласт и удаление отложений, продуктов реакции в глубь пласта, что предотвращает загрязнение окружающей среды.