Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА С ОТКРЫТЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛОМ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин с открытым горизонтальным стволом.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент РФ №2318999, МПК E21B 43/27, E21B 43/18, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2008 г.), заключающийся в том, что закачка кислоты проводится через трубу колтюбинга последовательно, начиная от зон пласта с меньшей нефтенасыщенностью и проницаемостью и заканчивая высокопроницаемыми зонами с высокой нефтенасыщенностью.

Недостатком данного способа является отсутствие препятствий, ограничивающих движение кислоты вдоль ствола скважины. Важным фактором является поинтервальность обработки, увеличивающая вероятность более полного воздействия кислотными составами на заданный интервал пласта. В скважинах, вскрывших неоднородный пласт, закачиваемые кислотные составы проникают преимущественно в высокопроницаемые трещиноватые зоны, при этом низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны останутся практически необработанными. Для предотвращения проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны необходимо применять различные высоковязкие материалы или другие методы.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройство для его осуществления (патент РФ №2247832, МПК E21B 43/27, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2005 г.). Способ включает спуск в скважину колонны труб с пакерами, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервалов обработки пласта с пониженной проницаемостью и продавку в них под давлением кислоты.

Недостатком способа является выбор интервалов только с пониженной проницаемостью, который производится по данным геофизических исследований. Современные геофизические приборы для определения проницаемости не могут выявить положение небольших по размерам, но высокопроницаемых трещин. При наличии таких трещин значительная часть кислоты, закачиваемой в процессе выполнения способа, будет поглощаться этими трещинами. При этом остальная часть низкопроницаемого интервала не будет подвергаться кислотному воздействию, что снижает эффективность способа.

Для получения значимого результата не достаточно проводить обработку только интервалов с пониженной проницаемостью, увеличивая их радиус открытого ствола в процессе растворения породы. Неизменный радиус в остальных участках открытого ствола останется потенциалом для повышения эффективности прототипа.

В известном способе для обработки выбранного интервала применяют разовую закачку расчетного объема кислоты. Контакт кислоты с пластовыми флюидами и стенкой породы при движении через поровое пространство вызывает образование сложных структур из тяжелых углеводородов, высоковязкой эмульсии пластовой воды и нефти, нерастворимых солей, перераспределение кислоты в водонасыщенные зоны. Образованные в процессе закачки первой части кислоты вещества препятствуют эффективному воздействию кислоты, поступающей следом на породу. Для эффективного кислотного воздействия требуется качественный отмыв всех вышеперечисленных продуктов с поверхности породы с последующей доставкой новых порций кислоты.

Технической задачей, решаемой предлагаемым способом, является увеличение дебита нефти путем равномерной поинтервальной обработки интервалов с различной проницаемостью за счет увеличения радиуса открытого ствола и более эффективного воздействия порций кислоты с породой.

Указанная задача решается способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава.

Новым является то, что закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, причем перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м³/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза, а объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:

где V_кi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м³;

V_к1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м³;

a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;

ρ_k - плотность кислотного состава, кг/м³;

ρ_п - плотность породы, кг/м³,

закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м³ на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

Способ реализуется следующим образом. Перед началом работ определяются интервалы с различной проницаемостью. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. Закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции в каждом интервале обработки. При этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. В общеизвестных теоретических формулах Ю.П. Борисова, Joshi, Renard, Dupuy, В.Г. Григулецкого для оценки дебитов горизонтальных скважин важным параметром является величина радиуса скважины, находящегося в логарифмической функции в знаменателе уравнения. Изменение дебита горизонтальной скважины обратно пропорционально изменению радиуса ствола скважины. Следовательно, при увеличении радиуса открытого ствола увеличивается приток жидкости к скважине.

В процессе реагирования первой порции кислотного состава с породой растворяется масса породы, рассчитываемая по формуле:

где - масса растворенной породы, м³;

а - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;

- масса первой порции закачанной кислоты, м.

Объем растворенной породы находится по формуле:

где - объем растворенной породы, м³;

ρ_к - плотность кислотного состава, кг/м³;

ρ_п - плотность породы, кг/м³;

- объем первой порции закачанной кислоты, м.

Учитывая геометрические параметры, объем растворенной породы в цилиндрической области от R_w1 до R_w2 при закачке первой порции кислотного состава рассчитывается по формуле:

где L - длина интервала обработки, м;

m - пористость, д. ед;

R_w1 - первоначальный радиус открытого ствола, м;

R_w2 - планируемый радиус открытого ствола после закачки первой порции кислотного состава, м.

Приравняв (2) и (3) и выделив из полученного равенства , получим формулу для расчета объема первой порции кислотного состава с условием полного растворения породы в цилиндрической области в радиусе от R_w1 до R_w2:

Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:

где V_кi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м³;

V_к1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м³.

Увеличение объемов порций кислотного состава в процессе кислотной обработки способствует полному замещению растворенного объема породы, в результате чего повышается вероятность вскрытия новых пор после реакции кислоты. Неоднородность породы по траектории простирания ствола скважины, различная степень растворения породы, разные коллекторские характеристики, наличие нерастворимых включений, загрязняющих веществ, погрешность измерения при проведении процесса кислотной закачки допускают дополнительную погрешность ±20,0% в формуле расчета объемов порций кислотных составов.

При приемистости более 1,0 м³/(МПа·ч) в интервал обработки дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, например, водонефтяные эмульсии или вязко-упругие составы по любой известной технологии, снижающие не менее чем в полтора раза приемистость интервала на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. Время на реагирование каждой порции кислотного состава определяют по результатам лабораторных тестов на растворимость образцов керна продуктивного пласта кислотными составами с учетом практически полного растворения породы кислотным составом (растворение 90-99% массы породы).

Продавку каждой порции кислотного состава выполняют углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, который смывает с поверхности породы сложные структуры из тяжелых углеводородов, образующуюся высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимые соли, тем самым очищая поверхность породы для контакта со следующей порцией кислоты. Проведенные модельные исследования показали, что для эффективной очистки стенки породы достаточным является объем углеводородного растворителя, равный 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Увеличение объема углеводородного растворителя приведет к увеличению материальных затрат без ощутимого повышения эффективности кислотного воздействия.

Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м³ на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. За счет замедления скорости реакции достигается доставка кислоты по созданным каналам в удаленные от ствола скважины зоны пласта, что позволяет повышать охват пласта кислотным воздействием и увеличивать область фильтрации скважины.

Оценочные расчеты динамики изменения дебита показывают, что суммарный объем кислотного состава 0,2-0,5 м³ на погонный метр интервала обработки обеспечивает увеличение притока жидкости к открытому стволу 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.

Способ осуществляют следующим образом.

На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов и углеводородного растворителя.

Скважину останавливают, глушат и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки.

Спускают на колонне технологических насосно-компрессорных труб (НКТ) двухпакерную компоновку надувных пакеров. Между пакерами равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Производят посадку пакеров в заданном интервале.

Определяют приемистость интервала обработки закачкой фиксированного объема жидкости (например, нефти) за замеренный промежуток времени.

При приемистости более 1,0 м³/(МПа·ч) в интервал обработки перед закачкой кислотных составов и растворителя дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. В качестве такого материала применяют водонефтяные эмульсии или вязкоупругие составы. Время реагирования кислотного состава определяется по лабораторным тестам растворимости образцов керна продуктивного пласта с конкретными кислотными составами.

Закачивают расчетные порции кислотного состава с нарастанием объема каждой следующей порции с последующей продавкой каждой порции углеводородным растворителем и паузами на реагирование кислотного состава с учетом практически полного растворения породы расчетным объемом кислотного состава (растворение 90-99% массы породы).

В качестве кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, применяют кислотный состав на основе ингибированной соляной кислоты, который в качестве добавок содержит в составе ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту.

Последняя порция кислотного состава кроме вышеперечисленных добавок содержит вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. В качестве такого вещества, например, применяют лигносульфонаты технические жидкие, моносульфитный черный щелок, уксусную кислоту и тому подобное.

Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м³ на погонный метр интервала обработки.

Последнюю порцию кислотного состава продавливают из насосно-компрессорных труб нефтью или иной жидкостью глушения с расчетом превышения объема жидкости про давки над объемом НКТ на 3-5 м³ для более глубокого проникновения кислотных составов в пласт.

Пример конкретного выполнения способа.

Пример 1. Предлагаемый способ испытан на добывающей скважине турнейского яруса Бавлинского месторождения. Дебит жидкости скважины до обработки - 5,3 м³/сут, содержание воды в продукции скважины - 3%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 219 мм до глубины 1621 м и обсажена 168 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8,9 мм. Продуктивный пласт в интервале 1621-1772 м вскрыт долотом диаметром 143,9 мм бурением на депрессии. Длина открытого ствола - 151 м. Продуктивный пласт сложен карбонатными породами (известняками). Открытый горизонтальный ствол для проведения поинтервальной обработки условно разделили на два интервала длиной 70 м каждый. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы.

Расчет объема кислотных составов и растворителя.

Исходные данные для расчета первой порции кислотного состава (по формуле 4):

a=0,4; ρ_κ=1100 кг/м³; ρ_п=2700 кг/м³; L=70 м; m=0,1; R_w1=0,072 м;

R_w2=R_w1·1,53=0,11 м.

Таким образом, объем первой порции кислотного состава будет равен:

Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки. Для проведения поинтервальной обработки спускают на колонне 73 мм технологических НКТ двухпакерную компоновку надувных пакеров фирмы «ТАМ International)). Под нижним пакером устанавливают глухую заглушку. Между пакерами, которые устанавливают на расстоянии 70 м друг от друга, равномерно размещают фильтры (перфорированные 73 мм патрубки длиной около 2 м) для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1695 м, нижний - на глубине 1765 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,3 м³.

Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м³. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.

Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,4 м³/сут.

Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м³ нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 480 м³/сут при давлении закачки P=2 МПа (К_{уд. прием.}=10 м³/МПа·ч). Расстанавливают технику для приготовления кольматирующего состава, состоящего из водонефтяной эмульсии, в объеме 30 м³. Заливают последовательно в пропаренный, очищенный от посторонних жидкостей блок долива 10,8 м³ товарной нефти, 1,2 м³ эмульгатора Ялан-Э-1, 18 м³ пластовой воды плотностью 1160-1180 кг/м³ без ПАВ. Путем перемешивания по схеме «блок долива-насосный агрегат-блок долива» в течение 1-2 ч при скорости закачки агрегата не менее 7,2 м³/ч перемешивают компоненты до образования вязкой водонефтяной эмульсии с условной вязкостью не менее 300 с по вискозиметру ВП-5.

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм 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 высоковязкую водонефтяную эмульсию в объеме 30 м³. После закачки водонефтяной эмульсии приемистость интервала обработки снизилась в 3 раза, до 160 м³/сут при давлении закачки 3 МПа.

2. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 8,3 м³.

3. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м³ с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).

4. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м³.

5. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м³ с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).

6. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м³.

7. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,3 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. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 3,6 м³/сут, что в 1,5 раза выше величины первоначального притока.

Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.

Перемещают двухпакерную компоновку в следующий интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1625 м, нижний - на глубине 1695 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,1 м³.

Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м³. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.

Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,9 м³/сут.

Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м³ нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 60 м³/сут при давлении закачки P=3 МПа (К_{уд. прием.}=0,83 м³/МПа·ч).

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм 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 порцию кислотного состава в объеме 8,3 м³.

2. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м³ с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).

3. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м³.

4. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м³ с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).

5. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м³.

6. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,1 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. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 4,1 м³/сут, что в 1,4 раза выше величины первоначального притока.

Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.

Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах.

Спускают насосное оборудование на насосно-компрессорных трубах на расчетную глубину, запускают скважину в работу. Дебит жидкости по скважине после кислотной обработки 7,7 м³/сут при неизменившейся доле воды в продукции скважины. Прирост дебита жидкости составил 2,4 м³/сут.

Предлагаемый способ позволяет расширить функциональные возможности путем применения в неоднородных пластах, в скважинах с высокой приемистостью (более 1 м³/МПа·ч), повысить добычу нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.