Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

 

Сущность изобретения: по насосно-компрессорным трубам последова тельно закачивают в скважину воду, обратную эмульсию и углеводород с последующим послойным их размещением в стволе скважины над углеводородом. Спускают в скважину генератор гидроимпульсных волн и размещают его в углеводороде против обрабатываемого пласта. Плотность обратной эмульсии не более чем на 250 кг/м³ превышает плотность углеводорода. Вязкость обратной эмульсии 400-800 МПа·с. Размер оторочки обратной эмульсии превышает зону смешения обратной эмульсии с углеводородом при проведении гидроимпульсного воздействия на пласт. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта с применением забойных генераторов гидроимпульсного воздействия. Известен способ обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов, заключающийся в закачке в скважину по насосно-компрессорным трубам (HКT) воды, подъем труб на поверхность, спуск в призабойную зону генератора гидроимпульсного воздействия, например электрогидравлического устройства, и обработку продуктивного пласта этим устройством в водной среде. Существенный недостаток этого способа низкая физико-химическая активность обрабатывающего состава воды. Качество обработки пласта зависит только от импульсно-энергетических показателей и конструкции самого электрогидравлического устройства. Вода служит только средой, в которой генерируют ударные волны, воздействующие на поверхность перфорационных каналов. Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий спуск НКТ до забоя, закачку в скважину по этим трубам обрабатывающего при забойную зону углеводорода, подъем труб на поверхность, спуск в скважину и размещение против обрабатываемого интервала пласта генератора гидроимпульсных волн и обработку продуктивного пласта углеводородом. В качестве углеводорода применяют нефть, керосин, углеводородные растворители. Эффективность гидроимпульсного воздействия на пласт в среде этих жидкостей значительно выше, чем в воде за счет дополнительного физико-химического воздействия углеводорода на пласт. Однако этот известный способ обладает существенными недостатками. Несмотря на высокую эффективность, область применения способа очень ограничена способ применим только на тех немногих скважинах, где пластовое давление меньше гидростатического давления столба обрабатывающей жидкости. В противном случае способ не выполним из-за низкой плотности углеводорода, что обусловливает возможность на скважине внезапного нефтегазопроявления продуктивного пласта как в процессе обработки, так и сразу после него. Кроме этого, выполнение способа ОПЗ пласта в скважине, заполненной углеводородом, связано с пожаровзрывоопасностью, что также сужает область использования способа. Цель изобретения повышение надежности глушения и повышение пожаровзрывобезопасности работ при расширении области использования гидроимпульсного углеводородного воздействия на призабойную зону пласта с высоким пластовым давлением. Эта цель достигается тем, что в описываемом способе ОПЗ пласта, включающем спуск НКТ до забоя, закачку по этим трубам обрабатывающего призабойную зону углеводорода, подъем НКТ на поверхность, спуск в скважину и размещение против обрабатываемого интервала пласта генератора гидроимпульсных волн и обработку продуктивного пласта углеводородом, перед углеводородом в скважину по НКТ последовательно закачивают порции воды и обратной эмульсии с последующим послойным их размещением в стволе скважины над углеводородом, причем плотность обратной эмульсии превышает плотность углеводорода не более чем на 250 кг/м³, а плотность воды превышает плотность обратной эмульсии не более чем на 50 кг/м³, при вязкости обратной эмульсии от 400 до 800 мПа·с, а размер порции обратной эмульсии превышает зону смешения обратной эмульсии с углеводородом при проведении гидроимпульсного воздействия на пласт. На фиг. 1 изображена схема конечной операции ОПЗ пласта по известному способу; на фиг.2 схема конечной операции ОПЗ пласта по предлагаемому способу; на фиг. 3 представлена схема лабораторного стенда, имитирующего ствол скважины, на котором проведены испытания способа. Углеводород с относительно малой плотностью ρ₁, (см.фиг.1), численно не превышающей 850-900 кг/м³, может обеспечить превышение гидростатического давления столба углеводорода P_зав= ρ₁gH над пластовым давлением Р_пл, это необходимое условие для возможности безопасного проведения ОПЗ пласта, у очень небольшого числа скважин с аномально низким пластовым давлением. Область применения предлагаемого способа значительно возрастает за счет расположения воды и обратной эмульсии над углеводородом (см. фиг.2), так как их плотности, соответственно ρ₃ и ρ₂, могут превышать ρ₁ на 250-300кг/³. Забойное давление при этом будет уже равно P_заб= ρ₁gH₃+ρ₂gH₂+ρ₃gH₁. Предлагаемый способ основан на закачке в скважину трех различных по свойствам жидкостей воды, обратной эмульсии и углеводорода в определенной последовательности. Основная задача при этом не только их послойное расположение по стволу скважины, но и сохранение этого положения в процессе производства гидроимпульсного воздействия на пласт. Первую часть задачи решают следующим образом. Порцию воды закачивают по НКТ при открытой задвижке на межтрубье. Вслед за ней закачивают порцию обратной эмульсии, при этом последняя вытесняет сперва из НКТ часть воды, а затем приподнимает по затрубью вверх всю порцию воды. Вслед за эмульсией закачивают углеводород, который вытесняет из НКТ часть эмульсии и приподнимает порцию эмульсии по затрубью вверх, соответстенно приподнимается и порция воды. Объемы жидкостей рассчитывают так, чтобы приподнимаемая вода появилась на устье из затрубья. На этом процесс закачки жидкостей прекращают. При этом вытеснение части углеводорода из НКТ ведут небольшим количеством эмульсии и воды так, чтобы при последующем подъеме труб из скважины эти небольшие количества обратной эмульсии и воды слились с порциями аналогичных жидкостей, закаченных в затрубье. Для этого требуется несложный расчет в зависимо сти от конструкции скважины. Вторая часть задачи решается за счет создания в стволе скважины из обратной эмульсии вязкого "экрана-пробки", который разделяет углеводород от воды и препятствует оседанию воды, с одной стороны, а с другойвсплытию углеводорода. Естественно, материал этого экрана выбран непроизвольно, обратная эмульсия обладает комплексом необходимых для этого свойств и показателей: определенной (400-800 мПа·с) вязкостью, наличием тиксотропных свойств, высокой когезией, адгеэией, регламентируется величина плотности, выше которой эмульсия начинает оседать в углеводороде. Объем закачиваемой эмульсии рассчитывают в зависимости от конструкции конкретной скважины так, чтобы обеспечить условие глушения скважины и одновременно обеспечить гарантированное превышение этого объема над объемом зоны смешения эмульсии с углеводородом. Другое ограничение плотность воды, располагаемой над обратной эмульсией, может быть больше плотности эмульсии, но не более, чем на 50 кг/м³, в противном случае вода оседает через обратную эмульсию на забой. Обратная эмульсия занимает устойчивое положение над углеводородом и под слоем воды за счет специфического комплекса физико-химических свойств и показаталей. Вo-первых, за счет высокой регулируемой вязкости в пределах 400-800 мПа·с, во-вторых, за счет эффекта тиксотропного упрочнения структуры при статическом положении (чем больше время покоя, тем прочнее структура эмульсии); в-третьих, за счет повышенной адгезии (способности прилипания к различным поверхностям, в данном случае к обсадной колонне); в-четвертых, за счет высоких когезионных свойств эмульсии из-за сильного внутреннего взаимодействия глобул дисперсной фазы в объеме эмульсии. При взаимоналожении всех этих свойств обратная эмульсия в найденном диапазоне вязкости приобретает в статическом положении временно так называемое твердообразное состояние структурированных систем, наподобие цементного камня, жестко сцепленного с обсадной колонной. Естественно, это интегральное свойство играет свою роль до определенных соотношений плотности самой обратной эмульсии и окружающих ее двух жидкостей углеводорода и воды. Граничная зона жидкостей вода обратная эмульсия относительно стабильна во времени, в том числе и в процессе ОПЗ пласта гидроимпульсным воздействием, за счет различной природы соприкасающихся жидкостей (одна гидрофильная, а другая гидрофобная). Другая граничная зона контакта жидкостей обратная эмульсия углеводород более размыта и подвижна (обе жидкости гидрофобные). Переходная зона смешения всегда будет присутствовать, и она образуется сразу же после закачки этих жидкостей в скважину. При производстве гидроимпульсного воздействия на пласт возникают вертикальные волны, колебания в углеводороде, которые передаются постепенно вверх по скважине. Зона смешения обратной эмульсии в углеводороде может увеличиваться при возмущении жидкостей. Таким образом, область более разбавленной, неконцентрированной обратной эмульсии с плавным переходом плотности от значения ρ₂ к ρ₁ (см.фиг.2) переходная зона смешения будет увеличиваться. Поэтому объемы порций закачиваемых жидкостей обратной эмульсии и углеводорода- заранее рассчитываются, и учитывают это возможное увеличение зоны смешения, последнее, в свою очередь, зависит от времени работы генератора в призайбойной зоне пласта, т.е. от толщины обрабатываемого объекта. Моделирование и расчет показывают, что первоначально образующаяся зона смешения в скважине составляет от 5 до 25 м (в зависимости от вязкости эмульсии). За технологически необходимое время обработки пластов, толщиной 1-25 м, увеличение зоны по высоте составит 2-4 раза. На лабораторном стенде (см. фиг.3) проведены эксперименты, результаты которых обосновывают возможность проведения ОПЗ пласта предлагаемым способом (диаметр внешней трубы 150 мм, диаметр внутренней трубки 59 мм). Обратная эмульсия 1 с различной плотностью и вязкостью готовилась из общепринятых компонентов: нефти, пластовой девонской воды, раствора хлористого кальция, эмульгатора ЭС-2. Варьирование показателей в широком диапазоне достигали путем изменения компонентного состава эмульсии и фазовых соотношений этих компонентов. В качестве углеводородных составов 2 взяты применяемые на практике жидкости: бензиновая фракция, дистиллят, толуолбензольная смесь, керосин и их смеси. В качестве водной фазы 3 испытаны водопроводная вода и минерализованная вода с различной плотностью. После закачки жидкостей насосом 4 в стеклянную вертикальную трубу 5 и подъема трубок 6 визуально фиксировали изменение положения жидкостей относительно друг друга, замеряли объем зоны смешения жидкостей, фиксировали динамику этой зоны при пуско-подъеме специального шаблона, а также при резких вертикальных колебаниях этого шаблона, спущенного в углеводород. Результаты этих исследований показали, что существуют определенные интервалы величин плотности и вязкости обратной эмульсии, которые обеспечивают устойчивое статическое послойное положение трех жидкостей: воды, обратной эмульсии и углеводорода. Из табл. видно, что превышение плотности обратной эмульсии над плотностью углеводорода больше, чем на 250 кг/м³ всегда приводит к оседанию эмульсии в углеводороде, даже при повышенных значениях вязкости эмульсии. Предельно допустимое превышение плотности воды над плотностью эмульсии значительно меньше и составляет 50 кг/м³, но эта величина относится только к эмульсиям с вязкостью в интервале от 400 до 800 мПа·с. С меньшей вязкостью эмульсия не обеспечивает статического послойного положения жидкостей (табл.2), вода "проваливается" в эмульсии при любом превышении плотности воды над плотностью эмульсии, а сама эмульсия оседает в углеводороде при малых значениях превышения плотности эмуль сии над плотностью углеводорода. Кроме этого, эмульсия размывается углеводородом при имитации гидроударов в углеводородном нижнем слое. При значениях вязкости обратной эмульсии больших, чем 800 мПа·с технологичность этой жидкости резко падает и применение ее становится невозможным, т.е. это предельно допустимое верхнее значение вязкости обратной эмульсии. Очевидно, что нижним предельным значением вязкости эмульсии является величина 400 мПа·с, ниже которой начинаются необратимые перемещения жидкостей по стволу скважины. Таким образом, способ выполним при плотности обратной эмульсии не выше плотности углеводорода на 250 кг/м³ и при значениях вязкости от 400 до 800 мПа·c. Одновременно с этим плотность воды должна превышать плотность эмульсии больше, чем на 50 кг/м³. Пример. Способ апробирован на скв. N 22655 Ромашкинского месторождения. Основные геолого-технические данные по скв. 22655: Искусственный забой, м 1914 Интервал перфорации, м 1887,2-1890,2 Тип насоса НГП 2-32 Глубина подвес ки, м 1200 Дебит жидкости, м³/сут 1 Оводненность, 19 Пласт Д Коллектор песчаник глинизированный
Давление пластовое, атм 183
Диаметр экспл. колонны, мм 146
Диаметр НКТ, мм 73
Ранее проведенные ОПЗ пласта генератором электроимпульсного воздействия в водной среде и углеводороде не дали эффекта. В первом случае из-за негативного воздействия воды на глинизированный материал пласта, во втором - из-за невозможности предотвращения нефтегазопроявления пласта во время ОПЗ. Плотность углеводорода оказалась недостаточной для создания забойного давления, превышающего пластовое давление. За сутки до начала работ были приготовлены необходимые жидкости. Соковязкая обратная эмульсия в объеме 6,1 м³ следующего состава: нефть товарная 2,0 м³, вода пластовая 4,О м³ эмульгатор ЭС-2 0,1 м,³. Параметры эмульсии: электростабильность 100 В, вязкость 412 мПа·с, плотность 1070кг/м³, статическое напряжение сдвига 21 дПа. Объем эмульсии рассчитан из условия обеспечения высоты столба эмульсии в этой скважине 500 м (расчет ведется в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, гарантированного глушения скважины и превышения высоты столба эмульсии над высотой, образующейся зоны смешения эмульсии с углеводородом). Углеводород имел следующие компоненты: дистиллят 1,5 м³, этилбензольная фракция 1,5м³, куб овые остатки бутиловых спиртов 1,5 м³, катионактивный ПАВ О,15м³. Общий объем 4,65 м³. Этого количества достаточно для гарантированного заполнения нижней части скважины и призабойной зоны продуктивного пласта углеводородом. Плотность состава 850 кг/м³. В качестве водной фазы использовали сточную воду с плотностью 1075 кг/м в объеме (23 м³-6 м³-4,7 м³/2,3 м³. 23 м³ это объем полости обсадной колонны. Технология ОПЗ пласта вкл ючала спуск НКТ до забоя (глубина 1900 м); закачку воды по НКТ в объеме 12,3 м³ при открытой задвижке на затрубье, закачку высоковязкой обратной эмульсии по трубам в объеме 6,1 м³; закачку углеводорода по трубам в объеме 4,65 м³ (из затрубья на устье появилась вода), подъем НКТ на поверхность; спуск пробоотборника и взятие проб жидкостей с глубины 1886 м, 1300 м, 8OO м; спуск в призабойную зону (глубина 1889 м) электрогидравлического устройства; электрогидравлическое воздействие на пласт в углеводородной среде в течение 1,0 ч; подъем генератора, спуск подвески НКТ с насосом на прежнюю глубину и пуск скважины в работу. Пробоотборник показал, что на глубине 1887 м находится углеводород, на глубине 1300 м обратная эмульсия, а на глубине 800 м вода с плотностью 1075 кг/м³. Пожаровзрывоопасности на скважине не было,так как скважина на устье была заполнена водой, газовая шапка отсутствовала. Нефтегазопроявлений на скважине не наблюдалось, что указывает на полное глушение пласта. Соблюдение технологии и инженерный расчет позволили получить хороший технологический эффект от испытания нового способа ОПЗ пласта. После выхода скважины на стабильный режим работы замеры показали следующие данные: дебит составил 5,5 м³/сут, обводненность продукции 10% динамический уровень на устье. Использование нового способа ОПЗ пласта обеспечивает кратное увеличение продуктивности нефтяного пласта (на скважине 22655 получено увеличение дебита по нефти в 6,2 раза), надежное глушение скважины на период ОПЗ пласта, пожаровзрывобезопасность производственного процесса. Таким образом, способ позволяет значительно расширить область использования перспективного метода гидродинамического воздействия на пласт в углеводородных средах. ТТТ1

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий спуск насосно-компрессорных труб до забоя, закачку по этим трубам обрабатывающего призабойную зону углеводорода, подъем насосно-компрессорных труб на поверхность, спуск в скважину и размещение против обрабатываемого интервала пласта генератора гидроимпульсных волн и обработку продуктивного пласта углеводородом, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности глушения и пожаровзрывобезопасности работ при расширении области использования гидроимпульсного углеводородного воздействия на призабойную зону пласта с высоким пластовым давлением, перед углеводородом в скважину по насосно-компрессорным трубам последовательно закачивают порции воды и обратной эмульсии с последующим послойным их размещением в стволе скважины над углеводородом, причем плотность обратной эмульсии превышает плотность углеводорода не более чем на 250 кг/м³, а плотность воды превышает плотность обратной эмульсии не более чем на 50 кг/м³, при вязкости обратной эмульсии от 400 до 800 мПа·с, а размер оторочки обратной эмульсии превышает зону смешения обратной эмульсии с углеводородом при проведении гидроимпульсного воздействия на пласт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 09.06.1997

Номер и год публикации бюллетеня: 32-2001

Извещение опубликовано: 20.11.2001        

---