Результат интеллектуальной деятельности: Способ обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для обработки призабойной зоны добывающих скважин с высокой обводненностью с карбонатным коллектором.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта по патенту на изобретение №2255215, E21B 43/27, 2004, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую углеводородную жидкость, маслорастворимый азотосодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701, водный раствор ингибированной соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10%-го хлористого кальция или хлористого натрия. Недостатком является необходимость проведения операции соляно-кислотной обработки при постановке бригады капитального ремонта скважин, что требует больших трудозатрат и временных затрат.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины по патенту на изобретение №2601960, Е21В 43/16, 2016, по которому производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины, проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта, осуществляют технологическую выдержку, выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции, проводят глушение скважины. Недостатком является необходимость длительной и сложной подготовки к обработке скважины, сложность и трудоемкость операций по извлечению оборудования из скважины после обработки пласта. Перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами. Пакерами разобщают интервал обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Колону НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта, производят глушение скважины. Затем производят распакеровку верхнего пакера, перед спуском в скважину насосной установки отсоединяют колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают ее из скважины.

Известен способ селективной обработки продуктивного пласта по патенту на изобретение №2610967, E21B 43/27, 2017, включающий последовательную закачку в пласт порций вязкотекучего материала, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Недостатком является необходимость постановки бригады капитального ремонта скважин при проведении операции соляно-кислотной обработки, большие временные затраты на ожидание затвердевания вязкоупругого состава. Кроме того, недостатком является загрязнение пластов при проведении глушения и освоения скважины.

В качестве ближайшего аналога заявляемому техническому решению выбран способ обработки призабойной зоны скважины по патенту на изобретение № 2427709, E21B 43/27, 2010. Способ включает продавку кислотного реагента через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции из обрабатываемой зоны свабированием скважины. Далее спускают в скважину глубинно-насосное оборудование и запускают в эксплуатацию. В качестве кислотного реагента используют реагент многофункционального действия РМД-К. Недостатком является длительность обработки скважины и высокая трудоемкость процесса, связанные с необходимостью постановки бригады капитального ремонта скважин, смене устьевой обвязки скважины, спуска и установки пакеров в зоне пласта до обработки пласта и подъеме пакеров после обработки пласта, необходимостью подъема и спуска глубинно-насосного оборудования(ГНО).

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение технологичности способа обработки призабойной зоны скважины, снижение его длительности и трудоемкости.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем продавливание в скважине кислотного состава в зону продуктивного пласта, выдержку этого состава в зоне продуктивного пласта, удаление продуктов реакции из призабойной зоны, согласно изобретению, перед продавливанием кислотного состава в зону продуктивного пласта, в затрубное пространство закачивают воду с ингибитором коррозии, в затрубное пространство закачивают кислотный состав, вытесняя через колонну насосно-компрессорных труб воду с ингибитором коррозии в линию, связанную с колонной насосно-компрессорных труб, перекрывают сверху колонну насосно-компрессорных труб, закачивают в затрубное пространство кислотный состав, затем закачивают в затрубное пространство продавочную жидкость и производят продавливание кислотного состава в зону продуктивного пласта, проводят выдержку в течение 8-16 часов, открывают сверху колонну насосно-компрессорных труб для удаления продуктов реакции из призабойной зоны, в качестве кислотного состава используют эмульсию обратного типа Rex 1, содержащую соляную кислоту, углеводородный растворитель и поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Технический результат обеспечивается за счет применения технологии закачки используемых составов в затрубное пространство в сочетании с эффективностью действия кислотной эмульсии обратного типа Rex 1. При закачивании кислотного состава в затрубное пространство при закрытой задвижке колонны насосно-компрессорных труб и при дальнейшем его продавливании технической жидкостью, кислотный состав через перфорационные отверстия обсадной колонны попадает в продуктивный пласт. При этом для подачи кислотного состава в зону продуктивного пласта не требуется ее разобщение с затрубным пространством, не требуется снятие устьевой арматуры, не требуется установка пакеров и проведение различных спуско-подъемных операций. Использование в качестве кислотного состава эмульсии обратного типа Rex 1 позволяет за счет ее состава и структуры обработать пласт для увеличения объема порового пространства, нарезания дополнительных каналов, снизить обводненность продукции и, тем самым, увеличить добычу нефти на скважине. Состав Rex 1 является кислотно-углеводородной эмульсией обратного типа. В мицеллах эмульсии внешняя фаза является углеводородной, внутренняя - кислотной. При контакте с пластовой водой состав Rex 1 набирает вязкость, а при контакте с нефтью становится нестабильным и разрушается. Состав легче проникает в нефтяные зоны пласта, и реакция в них протекает интенсивно, а проникновение кислотного состава в водные зоны затруднено, и реакция там протекает менее интенсивно. Таким образом, за счет использования свойств состава Rex 1 и закачки его в пласт через затрубное пространство при закрытой колонне НКТ становится возможным осуществить обработку призабойной зоны скважины без трудоемких технологических операций, связанных с постановкой бригады капитального ремонта скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Проводят исследование состава пластовой жидкости на совместимость с кислотным составом Rex 1 для исключения образования вязких эмульсий отработанного состава и пластовой нефти. Подбирают оптимальное количественное содержание ПАВ для кислотного состава Rex 1, обеспечивая требуемую вязкость состава Rex 1 для конкретной скважины. Закачивают в затрубное пространство буферную пачку, состоящую из технической воды и ингибитора коррозии с вытеснением скважинной жидкости из колонны НКТ в выкидную линию. Закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1с вытеснением буферной пачки в выкидную линию. Отключают установку глубинного насоса. Перекрывают колонну НКТ с помощью струнной и линейной задвижек, установленных на устьевой арматуре. Закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1. Закачивают в затрубное пространство продавочную жидкость. Объем закачки определяют исходя из объема затрубного пространства, которое зависит от глубины скважины, удельного расхода кислотного состава на погонный метр продуктивного пласта. Кислотный состав при этом попадает в пласт. Выдерживают кислотный состав для протекания реакции в пласте от 8 до 16 часов с контролем давления в затрубном пространстве. Во время обработки пласта в пропластках с водой кислотный состав Rex 1 набирает вязкость, связывая воду, а при контакте с нефтью разрушается, высвобождая кислоту и реагируя с пластом. После выдержки собирают систему для сбора продуктов реакции в автоцистерну. Систему собирают из рукавов высокого давления (РВД), которые подключают либо к фланцевому соединению после струнной задвижки, либо к пробоотборному крану выкидной лини. Второй конец РВД присоединяют к емкости автоцистерны. Открывают струнную задвижку устьевой арматуры, расположенную между колонной НКТ и линейной задвижкой, и откачивают нефть и продукты реакции запустив насос, установленный в трубе НКТ. Сбор продуктов реакции осуществляют в автоцистерну, контролируя значение кислотности жидкости. По достижении значения pH=5, скважинный насос останавливают, производят разбор схемы с РВД, и собирают оборудование для работы скважины по стандартной схеме. Затем скважину запускают в работу. Данная технология не требует снятия-установки арматуры и глубинного насосного оборудования, не требует установки пакеров и проведения других спуско-подъемных операций.

Пример использования способа.

Определяют состав и рецептуру приготовления кислотного состава Rex 1 для обрабатываемой нефтяной скважины №526 Павловского месторождения со следующими характеристиками:

- Направление ∅ 324 до глубины 32 м;

- Техническая колонна ∅ 245 х 8,9 мм до глубины 109,6 м;

- Эксплуатационная колонна ∅ 146 х 7;7,7;8,5 мм до глубины 2085,7 м;

- Герметичность эксплуатационной колонны: 150 атм (герметично) от 07.05.1988 г.

- Интервал перфорации:

1004,00м - 1010,00м, 120 отв.;

- Пробуренный забой - 2087 м. Искусственный забой - 2075,1 м;

- Пластовое давление = 13,0 МПа;

- Газовый фактор (объект Бш) - 24 м³/т;

- Подземное оборудование: НН-44, колонна НКТ-73 до гл. 965,72 м, хвостовик НКТ-73 - 16,16 м, общая подвеска 981,88 м;

- Кислотный состав V = 12,0 м³;

- Техническая вода (жидкость продавки), V = 9,6 м³, рассчитывается, исходя из объема затрубного пространства скважины ;

- Техническая вода (буферная пачка) с ингибитором коррозии, V = 3,9 м³, рассчитывается, исходя из объема НКТ.

Закачивают в затрубное пространство буферную пачку, состоящую из технической воды и ингибитора коррозии в объеме 3,9 м³, при давлении не выше 15 МПа с вытеснением скважинной жидкости в выкидную линию. Закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1 в объеме 8,1 м³ с давлением, не превышающим 15 МПа с вытеснением буферной пачки в выкидную линию. Отключают установку глубинного насоса в колонне НКТ. Перекрывают колонну НКТ с помощью струнной задвижки на линии сбора нефти. Закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1 в объеме 3,9 м³ с давлением, не превышающим 15 МПа. Закачивают в затрубное пространство 9,6 м³ продавочной жидкости, в качестве которой используют техническую воду плотностью ρ = 1000 кг/м^3, с давлением, не превышающим 15,0 МПа. Выдерживают кислотный состав на реакции с пластовым составом в течение 12 часов с контролем затрубного давления. Собирают схему для сбора продуктов реакции в емкость. Открывают линейную задвижку и запускают насос, производят сбор продуктов реакции в емкость до достижения рН продуктов реакции значения 5. Далее останавливают насос, подключают скважину к выкидной линии и запускают в работу.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить технологичность способа обработки призабойной зоны скважины, снизить длительности и трудоемкость процесса.