Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов путем проектирования и реализации закачки в них обрабатывающих химических реагентов с одновременным определением параметров загрязненной зоны продуктивного пласта.

Известен способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий закачку в скважину определенного объема кислоты и продавку ее в пласт («Химические реагенты для добычи нефти», авторы Ибрагимов Г.З., В.А.Сорокин, Хисамутдинов Н.И., М.: Недра, 1986, с.43).

Объем закачиваемой кислоты произвольно выбирают в зависимости от проницаемости и типа пласта-коллектора, а также от количества предыдущих обработок, в частности, для слабопроницаемых пород - 0,4-0,6 м³ на один метр толщины пласта, для высокопроницаемых пород - 0,6-1,0 м³ кислоты на один метр толщины пласта, для трещиноватых пород - 0,6-0,8 м³ на метр толщины пласта, при вторичных обработках норма расхода принимается больше на 50%. Такой произвольный выбор расхода кислоты является существенным недостатком данного способа обработки, т.к. это снижает экономические показатели и эффективность химической обработки как в случае недостаточного объема, так и в случае излишнего количества примененного химического реагента.

Известен способ обработки нефтяных пластов, включающий закачку в скважину углеводородных растворителей и продавку их в пласт (Углеводородные композиции ПАВ для обработки призабойной зоны нефтяных скважин / Ю.Л.Вердеревский и др. - М.: Обз. Инф-ия. Нефтепром. Дело, №1, 1992, с.8-15).

Существенным недостатком данного способа обработки пласта является также произвольный выбор объема закачиваемых обрабатывающих растворителей, как правило, расход при такой обработке составляет от 0,5 до 2 м³ растворителя на один метр толщины пласта. Необоснованный выбор расхода химических реагентов приводит к снижению конечного результата, эффективность обработки при таком субъективном подходе зависит от случайного фактора «попадания» выбранного количества реагента к оптимально необходимому расходу на конкретной скважине.

Наиболее близким по технической сущности к данному предложению является способ обработки продуктивного пласта, включающий закачку обрабатывающего состава в скважину с предварительным определением объема обрабатывающего состава и продавку его в пласт ( В.М.Сучков. Повышение производительности малодебитных скважин. - Ижевск, 1999, с.175).

Объем обрабатывающего состава определяют по формуле

где V - объем состава, м³; R - задаваемый радиус охвата обработкой, м; r_с - радиус скважины, м; h - толщина пласта, м; m - коэффициент пористости; k - коэффициент насыщения; α - коэффициент, учитывающий краевое проникновение кислоты; ρ - коэффициент, учитывающий степень загрязнения пласта; ΔV - увеличение объема кислоты после каждой последующей обработки, т.е. для первой обработки ΔV=0.

Основной недостаток этого способа состоит в том, что при расчете требуемого объема обрабатывающего состава величину R (задаваемый радиус обработки) условно принимают, как правило, от 0,3 м до 1-1,5 м. Субъективный подход, несомненно, приводит к снижению эффективности обработки из-за необоснованности закачиваемого объема обрабатывающего состава, которая в известном способе зависит от случайного выбора величины радиуса обработки R. Кроме этого, определение других коэффициентов в приведенной формуле осуществляется также с большой погрешностью и только после проведения комплекса трудоемких гидродинамических исследований. Поэтому известный способ обработки продуктивного пласта недостаточно эффективен как по технологичности исполнения, так и по экономичности из-за субъективного расчета объема обрабатывающего состава.

Задачей предлагаемого способа является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности и экономичности физико-химической обработки продуктивного пласта при обоснованном выборе объема обрабатывающего состава и закачки в пласт с учетом параметров загрязненной зоны пласта.

Указанная задача решается описываемым способом, включающим закачку обрабатывающего состава в скважину с предварительным определением объема обрабатывающего состава и продавку его в пласт.

Новым является то, что перед закачкой по каждой скважине для определения требуемого объема обрабатывающего состава рассчитывают радиус загрязненной зоны пласта по формуле

где r₃₃ - радиус загрязненной зоны, м;

R_к - радиус контура питания, м;

R_c - радиус скважины по долоту, м;

α - коэффициент, учитывающий распределение давления в призабой-

ной зоне пласта, равный

где Р_нас - давление насыщения нефти газом, атм;

Р_заб - давление забойное в скважине, атм;

Р_пл, - давление пластовое, атм и закачивают обрабатывающий состав в объеме разовой обработки скважины.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что отличительные признаки предлагаемого способа обработки продуктивного пласта являются необходимым и достаточным условием, характеризующим новизну объекта изобретения. В доступной научно-технической литературе и на практике заявляемый способ обработки пласта не описан и не применяется, поэтому он отвечает критерию "новизна".

В заявляемом способе решается задача увеличения эффективности физико-химического воздействия на призабойную зону пласта путем закачки в нее оптимального (с технической и экономической точки зрения) объема обрабатывающего состава, который возможно определить на основании высокой точности определения параметров загрязненной призабойной зоны продуктивного пласта. В отличие от традиционного подхода, заключающегося в субъективном выборе (на основе традиционно сложившихся в течение многих лет положений) расхода обрабатывающего состава без учета величины радиуса загрязненной призабойной зоны, заявляемый способ позволяет повысить точность расчета требуемого объема обрабатывающего состава в зависимости от вычисляемого радиуса загрязненной призабойной зоны пласта, который будет различным на каждой конкретной скважине. Основной отличительный признак нового способа - обрабатывающий состав закачивают в скважину не в произвольно выбранном количестве, достаточном для обработки условно задаваемого радиуса загрязненной призабойной зоны, а наоборот, сначала определяют величину этого радиуса и в зависимости от него вычисляют требуемый объем химического обрабатывающего состава. Причем радиус загрязненной (с пониженной нефтепроницаемостью) призабойной зоны вычисляют по предлагаемой простой формуле, не требующей проведения трудоемкой и дорогостоящей, затратной технологии гидродинамических исследований после остановки скважины. Таким образом, способ позволяет достаточно просто и быстро (без дополнительных затрат) регулировать объем закачки обрабатывающего состава в зависимости от радиуса загрязненной зоны пласта. Вышеизложенные аргументы позволяют сделать вывод о соответствии подаваемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Примеры выполнения способа.

Пример 1. Базовый (прототип) и предлагаемый способы обработки нефтяного пласта испытаны на девонских скважинах №1081 и №1082 Бавлинского месторождения с практически одинаковыми геолого-техническими параметрами, режимами и временем эксплуатации.

В скважину №1081 (порово-трещиноватый терригенный пласт) закачали 3,5 м³ углеводородного растворителя из расчета радиуса воздействия 0,5 м по приведенной формуле (1) при мощности девонского пласта 5 метров. Эти параметры обработки (удельный расход состава, радиус обработки) традиционные, принятые за базу в течение многих лет эксплуатации скважин на данном месторождении. Необходимо отметить, что для определения остальных коэффициентов в формуле (1) потребовались гидродинамические исследования. С учетом последнего, полный расчет объема обрабатывающего состава был выполнен только за 5 сут. Расчетный объем углеводородного растворителя был продавлен в пласт 4 м³ нефти при давлении на насосном агрегате 80 атм.

На соседней скважине №1082 для обработки пласта предварительно был выполнен расчет радиуса загрязненной зоны по формуле

где R_к (радиус контура питания) равен 300 м;

R_c (радиус скважины) равен 0,1 м;

α - коэффициент, учитывающий распределение давления в призабойной зоне, определен по формуле

где Р_нас (давление насыщения нефти газом) на данном месторождении равно 89 атм;

Р_заб (замеренное давление забойное) равно 55 атм;

Р_пл (замеренное давление пластовое) равно 161 атм.

Имеем:

.

Отсюда был вычислен требуемый объем углеводородного растворителя по принятой известной формуле: V=πr₃₃ ² h m, он равен в данном случае, V=3,14-1,28²·5·0,2=5,1 м³. Весь расчет (с учетом уточнения параметров по последним плановым замерам) был выполнен за 1 ч.

Данный объем обрабатывающего состава был закачан в скважину и продавлен в пласт 4 м³ нефти при давлении 85 атм на устье.

После выхода опытных скважин на режим были замерены дебиты скважин после обработки. На скважине №1082 было достигнуто увеличение дебита по нефти на величину 82%, а на скважине №1081 всего на 39%. Эффективность нового способа обработки пласта увеличилась в 2,1 раза.

Пример 2. В скважину №8746 Ново-Елховского месторождения (трещиновато-поровый карбонатный пласт) закачали 10 м³ раствора соляной кислоты из расчета задаваемого радиуса воздействия 2,0 м по приведенной формуле (1) при мощности пласта турнейского горизонта 3,8 метров. Для определения остальных коэффициентов в формуле (1) потребовались гидродинамические исследования. С учетом времени на снятие КВД полный расчет объема обрабатывающего состава был выполнен только за 8 сут. Расчетный объем соляной кислоты был продавлен в пласт 3 м³ нефти при давлении на насосном агрегате 55 атм.

На соседней скважине №8748 (геолого-технические параметры практически аналогичные, как и у предыдущей скважины) для обработки пласта соляной кислотой предварительно был выполнен расчет радиуса загрязненной зоны с пониженной проницаемостью по формуле:

где R_к (радиус контура питания) равен 250 м;

R_c (радиус скважины) равен 0,1 м;

α - коэффициент, учитывающий распределение давления в призабойной зоне, определен по формуле

где Р_нас (давление насыщения нефти газом) на данном месторождении равно 58 атм;

P_заб (замеренное давление забойное) равно 45 атм;

Р_пл (замеренное давление пластовое) равно 72 атм.

Имеем: ,

.

Отсюда был вычислен требуемый объем 15%-ного раствора соляной кислоты по принятой известной формуле: V=πr₃₃ ² h m, он равен в данном случае, V=3,14·4,2²·3,8·0,1=21 м³. Весь расчет (с учетом уточнения параметров по последним плановым замерам) был выполнен за 0,5 ч.

Данный объем обрабатывающего состава был закачан в скважину и продавлен в пласт 3,5 м³ нефти при давлении 25 атм на устье.

После выхода опытных скважин на режим были замерены дебиты скважин после обработки. На скважине №8746 было достигнуто увеличение дебита по нефти на величину 32%, а на скважине №8248 на 99%. Эффективность кислотной обработки пласта по-новому способу больше в 3,1 раза.

Таким образом, проектирование и реализация обработки продуктивных пластов (порово-трещиноватых терригенных углеводородными растворителями, трещинно-поровых карбонатных кислотными растворами) по предлагаемому способу более эффективно и результативно за счет повышения точности определения параметров загрязненной призабойной зоны пласта. Экономичность, простота и оперативность выполнения предлагаемого способа очевидны. Затраты на предварительное определение параметров загрязненной зоны минимальны. Внедрение предлагаемого технического решения в нефтепромысловую практику позволит увеличить добычу нефти за счет повышения эффективности и экономичности физико-химической обработки продуктивного пласта.