Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ БОЛЬШЕОБЪЕМНОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных залежей нефти горизонтальными скважинами с различными по проницаемости участками пласта с применением большеобъемной кислотной обработки.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающий цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с заглушками из кислоторастворимого материала, промывку скважины и закачку в интервал продуктивного пласта кислоты, освоение скважины. Согласно изобретению, корпус устанавливают на насосно-компрессорных трубах при помощи автосцепа, корпус имеет центраторы и упоры, причем между свободным концом корпуса и забоем скважины оставляют зазор, достаточный для размещения пробок, перед цементированием горизонтального ствола скважины его промывают высокократной пеной с частицами магния 5-10 об.% в количестве, равном двум объемам горизонтального ствола, после чего цементируют горизонтальный ствол скважины тампонажным составом с заданными фильтрационными свойствами на основе полиуретанового гидрофильного предполимера, подаваемым в объеме, равном объему цементируемого интервала, для чего приподнимают насосно-компрессорные трубы и отсоединяют их от корпуса, подают в насосно-компрессорные трубы тампонажный состав и соляную кислоту, отделяемые от скважинного флюида и друг от друга кислотостойким пробками с одновременным вытеснением скважинного флюида по зазору между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины, подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа насосно-компрессорных труб, после чего насосно-компрессорные трубы соединяют с корпусом и продолжают подачу до скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу пробки и упоров корпуса, после выдержки осваивают скважину, при необходимости, солянокислотную обработку повторяют (патент РФ №2375555, кл. Е21В 43/11, Е21В 33/14, опубл. 10.12.2009).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных по площади пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ кислотной обработки нефтяного пласта, вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт. Согласно изобретению, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ею указанной жидкости, при этом плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5% (патент РФ №2082880, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.06.1997 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных по площади пластов. Также для повышения охвата пласта воздействием в горизонтальных скважинах необходимо закачивать большие объемы кислоты, т.е. проводить большеобъемные кислотные обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта посредством увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающем проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу, согласно изобретению, каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами, а плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения

,

где С₁, С₂, С_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R₁, R₂, R_n - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м;

k₁, k₂, k_n - проницаемость участка пласта, м²;

h_n - мощность участка пласта, м;

r_с - радиус фильтра, м,

в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой, объем V щелочи или воды определяют по формуле

V=π·H·(R²-r²), м³,

где Н - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R² - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r² - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м,

в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Р_y=(0,009…0,01)·Н, МПа, в объеме V_к, равном

V_к=(0,007…0,008)·L·h, м³,

где L - длина горизонтального ствола скважины, м,

h - толщина пласта, м,

продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатной нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает охват пласта воздействием. Для того чтобы повысить охват пласта и увеличить зону дренирования, применяют закачку в пласт кислоты, которая растворяет карбонатные соединения, образуя «червоточины». Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного пласта посредствам увеличена коэффициента охвата. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена схема участка пласта нефтяной залежи с расположенным на ней горизонтальным стволом скважины и с проведением большеобъемной кислотной обработки. Принятые обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - фильтры с различной плотностью перфорации, 5 - пакеры, 6 - «червоточины» от кислотной обработки, k₁ k₂, k₃ - проницаемость соответствующих участков, D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, d - внешний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, L - длина горизонтального ствола скважины.

Способ реализуют следующим образом.

Участок 1 нефтяного пласта (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом в продуктивной части пласта 1. Согласно геофизическим исследованиям, вдоль горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки пласта, проницаемость которых отличается более чем на 20% от соседнего: k₁, k₂, k₃, причем k₁<k₂<k₃. Согласно расчетам, при отличии проницаемости участков на более чем 20%, охват пласта воздействием становится неравномерным, что снижает нефтеотдачу.

Горизонтальную скважину 2 глушат и на колонне насосно-компрессорных труб 3 спускают фильтры 4 с различной плотностью перфорации и установленными на них пакерами 5.

В общем случае для n-го участка пласта (или n-го фильтра) при закачке кислоты можно по формуле Дюпюи записать:

где q_n - приемистость n-го участка пласта, м³/с

k_n - проницаемость n-го участка пласта, м²;

h_n - мощность n-го участка пласта, м;

ΔР - репрессия при закачке кислоты, Па,

µ - вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с,

С_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R_n - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м;

r_с - радиус фильтра, м,

Для равномерной кислотной обработки необходимо, чтобы приемистость на каждом участке была одинакова. Исходя из этого уравнение (1) для каждого интервала имеет вид:

,

откуда, приняв, что репрессия на всем участке ствола одинакова, получим соотношение:

Далее задают плотность и диаметр перфорационных отверстий для участка с максимальной проницаемостью (в нашем случае - k₃) и по графикам В.И. Щурова (фиг.2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия С₃. По формуле (2) рассчитывают значения C₁, С₂,…, С_n для каждого интервала. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого участка, задавшись одинаковым диаметром отверстий по всей длине.

Согласно расчетам такое распределение перфорационных отверстий позволяет достигать максимального коэффициента охвата при большеобъемной кислотной обработке и соответственно максимального нефтеизвлечения.

С данными параметрами производят спуск на насосно-компрессорных трубах 3 фильтров 4 и пакеров 5 в открытый ствол скважины 2. Пакеры 5 устанавливают и запакеровывают вдоль горизонтального ствола между выделенными ранее по проницаемости участками. Это предотвращает перетекание закачиваемой в последующем кислоты по открытому стволу в участки с более проницаемыми породами.

Далее в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты в объеме V_щ, равном

V_щ=π·H·(R²-r²), м³,

где Н - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м.

Действие соляной кислоты отрицательно влияет на обсадную колонну скважины, что может привести к перетокам и резкому обводнению скважины.

После этого в колонну насосно-компрессорных труб без задержки во времени закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Р_у=(0,009…0,01)·Н, МПа, в объеме V_к, равном

V_к=(0,007…0,008)·L·h, м³,

где L - длина горизонтального ствола скважины, м,

h - толщина пласта, м.

Значения коэффициентов (0,009…0,01) и (0,007…0,008) получены по результатам практического опыта применения большеобъемных кислотных обработок. При данных значениях прирост коэффициента нефтеизвлечения после обработки максимален. Диапазон концентрации кислоты 10-20%, согласно исследованиям, оптимален с точки зрения целостности скважинного оборудования и эффективного растворения карбонатных пород.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 6. Это создает дополнительные каналы для фильтрации жидкости к добывающей скважины. Таким образом, продуктивность скважины возрастает.

У кровли продуктивного пласта возможна установка пакера. Кислота в межтрубное пространство поступать не будет, поэтому в этом случае межтрубное пространство заполняют технической водой.

После проведения всех мероприятий скважину промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения посредствам увеличения коэффициента охвата.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок 1 нефтяного пласта (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатным типом коллектора массивной структуры, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом в продуктивной части пласта 1 длиной L=254 м. Кровля продуктивного пласта залегает на глубине Н=997 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 156 мПа·с, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, начальная нефтенасыщенность - 0,795. Участок залежи представлен чисто нефтяной зоной. До продуктивного пласта скважина 2 обсажена эксплуатационной (обсадной) колонной с внутренним радиусом R=76,7 мм (внешний диаметр составляет 168 мм).

Согласно геофизическим исследованиям, вдоль горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки пласта с проницаемостью k₁=18,3 мД, k₂=25,1 мД, k₃=34,5 мД. Толщины участков примерно одинаковы и составляют h₁=h₂=h₃=h=24 м.

Горизонтальную скважину 2 глушат. Предварительно подготавливают фильтры. Диаметр насосно-компрессорных труб и фильтров составляет 73 мм, т.е. r=r_с=36,5 мм. Задают плотность и диаметр перфорационных отверстий для участка с максимальной проницаемостью k₃. Принимают диаметр перфорационного канала 8 мм и плотность перфорации n₃=10 отв./м. По графикам В.И. Щурова для n₃ определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия, С₃=14,0.

Затем по формуле (2) выражают и рассчитывают значения C₁ и С₂ в зависимости от значений k. Причем согласно проведенному заранее моделированию оптимальная длина «червоточен» должна быть на всех участках одинаковой и составлять для данного пласта R₁=R₂=R₃=8 м.

,

.

Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого участка, задавшись одинаковым диаметром перфорационных каналов, т.е. 8 мм. Получают n₂=17 отв./м, n₁=22 отв./м.

С данными параметрами производят спуск на насосно-компрессорных трубах 3 фильтров 4 и пакеров 5 в открытый ствол скважины 2. Пакеры 5 устанавливают и запакеровывают вдоль горизонтального ствола между выделенными ранее по проницаемости участками.

Далее в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты в объеме V_щ=π·H·(R²-r²)=3,14·997·(0,0767²-0,0365²)=14 м³.

После этого в колонну насосно-компрессорных труб без задержки во времени закачивают соляную кислоту с концентрацией 10% под устьевым давлением Р_у=0,009·Н=0,009·997=9,0, МПа, в объеме V_к=0,008·L·h=0,008·254·24=48,8, м³ с расходом 100 м³/сут.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами 3,14·0,0365²·(997+254)=5,2 м³.

После проведения всех мероприятий скважину промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

В результате за время разработки, после проведения рассматриваемой технологии, которое ограничили обводнением добывающей скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто со скважины 126,8 тыс т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,314. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 116,0 тыс т нефти, КИН составил 0,287. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,027.

Пример 2. Выполняют, как в примере 1. Пласт залегает на глубине Н=810 м. У кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, вместо щелочи межтрубное пространство заполняют технической водой в объеме

V_в=π·H·(R²-r²)=3,14·997·(0,0767²-0,0365²)=14 м³. В насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 20% под устьевым давлением Р_у=0,01·Н=0,01·820=8,2, МПа, в объеме V_к=0,007·L·h=0,007·254·24=42,7 м³. Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью объеме, равном 3,14·0,0365²·(820+254)=4,5 м³.

Предлагаемый способ, за счет повышения охвата пласта воздействием, позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.