Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см., например, «Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-130686». М.: Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.).

Недостатком данного способа является недостаточная его эффективность, так как он не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки призабойной зоны.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU №2395682, МПК E21B 43/27, опубл. 20.02.2010 г.), включающий закачку в пласт кислотной системы - сложного эфира уксусной кислоты и водного раствора соляной кислоты, технологическую выдержку скважины до получения в пласте уксусной кислоты и реакции смеси кислот с породой пласта, введение скважины в эксплуатацию, причем предварительно производят очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, после закачки кислотной системы осуществляют продавку их в пласт, причем кислотная система дополнительно содержит взаимный растворитель при соотношении сложный эфир уксусной кислоты: взаимный растворитель: раствор ингибированной соляной кислоты, равном 1:0,5:3,5, в качестве взаимного растворителя используют бутиловый спирт или побочный продукт производства бутиловых спиртов, выделяемый на стадии ректификации с температурой кипения в пределах 40-110°C, в качестве сложного эфира уксусной кислоты - этилацетат или бутилацетат, водный раствор ингибированной соляной кислоты - 3-15%-ный, весь запланированный объем последнего закачивают двумя порциями с интервалом в один час.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки пласта, так как повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта, вследствие невозможности импульсной закачки в пласт как растворителя, так и кислоты;

- во-вторых, низкое качество очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции химических реагентов с пластом и невозможность освоения пласта скважины за один спуско-подъем колонны трубы;

- в-третьих, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, связанный с закачкой различных видов химических реагентов несколькими порциями, кроме того, этот процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановок.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU №2346153, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2009 г.), включающий спуск колонны труб с пакером в скважину, закачку в колонну труб и продавку в пласт при посаженном пакере выше нефтяного пласта кислотного реагента, содержащего соляную и фтористоводородную кислоты и поверхностно-активное вещество, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину свабированием, кислотный реагент дополнительно содержит ингибитор коррозии и растворитель, а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду, или техническую воду, или техническую воду с добавлением моющего препарата, или нефть, или нефть с маслорастворимым деэмульгатором, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины Кпс не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при Кпс менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют принудительно, при достижении коэффициента продуктивности Кпр не менее 0,5 м³/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают, причем перед кислотным реагентом в пласт закачивают углеводородный растворитель.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, депрессионное воздействие на скважину при извлечении продуктов реакции из обрабатываемой зоны и освоение скважины осуществляются свабированием с привлечением геофизического подъемника, а это продолжительный по времени и трудозатратный процесс. Кроме того, при депрессионном воздействии свабированием существует высокая вероятность повреждения обсадной колонны скважины;

- во-вторых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с закачкой различных видов химических реагентов несколькими порциями, кроме того, этот технологический процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановок;

- в-третьих, низкая эффективность обработки призабойной зоны нефтяного пласта, так как повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта, вследствие невозможности импульсной закачки в пласт как растворителя, так и кислоты.

Технической задачей предложения является упрощение технологического процесса реализации способа, повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет импульсной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, а также депрессионное воздействие на призабойную зону нефтяного пласта в щадящем режиме с исключением повреждения обсадной колоны скважины.

Поставленная задача решается способом обработки нефтяного пласта, включающим спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину.

Новым является то, что на устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, а выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, в колонну труб в импульсном режиме закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, далее промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку, после чего сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по межколонному пространству выше пакера.

На фиг.1-4 последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа обработки нефтяного пласта.

Извлечение продуктов реакции и освоение скважины с применением эжекторного насоса в отличие от свабирования является щадящим способом депрессионного воздействия на скважину, так как снижение давления происходит только в подпакерном интервале, по остальному стволу скважины сохраняется нормальное гидростатическое давление, что полностью исключает возможность выброса или повреждения обсадной колонны

Предлагаемый способ обработки нефтяного пласта реализуют следующим образом.

Колонну труб 1 (см. фиг.1), в качестве которой применяют, например, колонну 73-мм насосно-компрессорных труб (НКТ) на устье скважины 2 ниже пакера 3 оснащают импульсным пульсатором жидкости 4 (любой известной конструкции), при этом между пакером 3 и импульсным пульсатором жидкости 4 устанавливают клапан 5.

В качестве пакера 3 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения технологических операций (промывок, кислотных обработок и т.д.) в скважине (например, выпускаемый ООО "Нефтяное и Газовое Машиностроение - Сервис", г.Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия) механический пакер соответствующего типоразмера марки 2 ПВМ.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 4 может быть применено любое известное устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на полезную модель RU №115402, МПК E21B 28/00, B 43/18, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2012 г.

В качестве клапана 5, например, используют втулку 6 (см. фиг.1-3), оснащенную сверху посадочным седлом 7 под сбрасываемый с устья скважины в колонну труб 1 шар 8 и герметично зафиксированную в колонне труб 1 срезным элементом 9 напротив радиальных отверстий 10.

Выше пакера 3 (см. фиг.1 и 2) устанавливают эжекторный насос 11 с проходной насадкой 12.

В качестве эжекторного насоса 11 применяют эжекторное устройство для исследования скважин УЭГИС-2, выпускаемое ООО «ТНГ-Групп» г.Бугульма, Республика Татарстан, Россия.

Спускают колонну труб 1 в скважину 2 так, чтобы пакер 3 размещался выше пласта 13, а нижний конец импульсного пульсатора жидкости 4 находился напротив интервалов перфорации 14 пласта 13.

Далее с помощью насосного агрегата при открытой центральной задвижке (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) закачивают в колонну труб 1 (см. фиг.2) углеводородный растворитель, например марки Нефрас А-130/150, в объеме 2,5 м, затем сажают пакер 3 (см. фиг.2) и продавливают углеводородный растворитель в пласт 13 через интервалы перфорации 14 технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт 13.

Например, допустимое давление на пласт составляет 17 МПа, тогда продавку углеводородного растворителя осуществляют под давлением ≤17,0 МПа.

После чего срывают пакер 3 и осуществляют технологическую выдержку на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта, например, в течение 4 ч.

В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас A-130/150 (ГОСТ 10214-78).

По окончании технологической выдержки производят прямую промывку скважины 2, т.е. подачей технологической жидкости в колонну труб 1 в полуторном объеме скважины, например 22 м³.

В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.

Закачка углеводородного растворителя в пласт позволяет повысить эффективность последующей кислотной обработки пласта, так как загрязнения пласта вступают в реакцию с кислотным раствором в разжиженном состоянии, а не в твердом.

Далее закачивают в колонну труб 1 любой известный кислотный раствор, например глинокислотный раствор, представленный смесями соляной и плавиковой кислот, например смесь 12% HCl + 5% NH₄F·HF.

Сажают пакер, продавливают его в пласт технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт 13, т.е. закачку кислотного раствора осуществляют под давлением ≤17,0 МПа.

В процессе реализации способа используют кислоту соляную синтетическую техническую (HCl) по ГОСТ 857-95. Также аммоний фтористый кислый (NH⁴F·HF), плавиковую кислоту по ГОСТ 9546-75.

После ожидания реакции кислотного раствора с породами пласта приводят в действие клапан 5 (см. фиг.3). Для этого сбрасывают металлический шар 8 в колонну труб 1, который садится на посадочное седло 7 втулки 6 клапана 5. Затем при помощи насосного агрегата, например цементировочного агрегата ЦА-320, создают гидравлическое давление, например, 8 МПа в колонне труб 1 выше клапана 5 (см. фиг.3).

Под действием гидравлического давления втулки 6 клапан 5 перемещается вниз и открывает радиальные отверстия 10. В результате отсекается импульсный пульсатор жидкости 4.

Затем срывают пакер 3, доспускают колонну труб 1 так, чтобы радиальные отверстия 10 клапана 5 находились напротив пласта 13.

Спускают ловильный инструмент, например внутреннюю труболовку, и извлекают из эжекторного насоса 11 проходную насадку 12 путем захвата ее за внутреннюю поверхность 15.

После чего в колонну труб 1 устанавливают глухую насадку 16 (см. фиг.4) и закачкой технологической жидкости в колонну труб 1 перемещают глухую насадку 16 до ее посадки в эжекторный насос 11.

Далее сажают пакер 3 в колоне труб 1 и закачкой технологической жидкости по колонне труб 1 через эжекторный насос 11 производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по межколонному пространству 17 скважины 2 выше пакера 3.

Применение эжекторного насоса для депрессионного воздействия при извлечение продуктов реакции и освоения скважины в отличие от прототипа, где депрессионное воздействие оказывают свабированием, исключает возникновение газовоздушных смесей в скважине, при этом требуемое забойное давление устанавливают в течение 2-3 минут, которое поддерживают в течение извлечения продуктов реакции и освоения скважины, что сокращает длительность технологического процесса депрессионного воздействия и снижает трудозатраты.

Предложенный способ обработки нефтяного пласта позволяет упростить технологический процесс реализации способа, повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет импульсной обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Кроме того, депрессионное воздействие на призабойную зону нефтяного пласта осуществляется с применением эжекторного насоса, что позволяет в щадящем режиме (плавно) извлечь продукты реакции кислотной обработки призабойной зоны пласта и произвести освоение скважины, а также исключить повреждения обсадной колоны скважины.