Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении обработок по повышению продуктивности призабойной зоны горизонтальных скважин. Эффективность обработки призабойной зоны горизонтальных скважин достигается за счет избирательного воздействия на продуктивные интервалы и изоляции обработанных интервалов. Способ обработки включает закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола и закачку раствора кислоты, которую проводят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, определяемое из выражения V = А · С_HCl · Т^-K, где V - скорость растворения породы продуктивного пласта, C_HCl - концентрация раствора кислоты, Т - время закачки раствора кислоты, К - коэффициент активности раствора кислоты, А - коэффициент неоднородности пласта, а отключение обработанных интервалов нефтекислотными эмульсиями производят после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт. Технический результат: использование данного способа обеспечивает увеличение проницаемости малопродуктивных интервалов и текущего дебита горизонтальных скважин. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении обработок по повышению продуктивности призабойной зоны горизонтальных скважин.

Известен способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны скважин путем использования для разобщения пластов вязкой малофильтрующейся в пласты жидкости, например, сульфит-спиртовой барды [1].

Данный способ позволяет осуществить разобщение пластов в призабойной зоне, однако его эффективность в разнородной по проницаемости залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь пласт и проникновения разобщающей жидкости в более проницаемую продуктивную часть пласта, что приводит к снижению его проницаемости и продуктивности.

Известен способ поинтервальной обработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт обрабатывающего раствора с последующим отключением обработанного пласта малофильтрующейся жидкостью [2].

Известный способ обеспечивает отключение обработанного интервала пласта, однако за счет проникновения вязкой жидкости в обработанный пласт эффективность его обработки сводится до минимума за счет блокирования порового пространства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки нефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной, заключающийся в закачивании эмульсии, содержащий нефть, эмульгатор ЭС-2 и раствор хлористого кальция, а затем соляной кислоты [3].

Известный способ позволяет проводить поинтервальные обработки пласта, однако эффективность его тоже недостаточна.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны горизонтальных скважин за счет избирательного воздействия на продуктивные интервалы и изоляции обработанных интервалов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, включающем закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, определяемое из выражения V = A · C_HCll · T^-k, где V - скорость растворения породы продуктивного пласта.

C_CHl - концентрация раствора кислоты T - время закачки раствора кислоты, K - коэффициент активного раствора кислоты, A - коэффициент неоднородности пласта, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.

Признаками изобретения являются: 1. закачка малофильтрующейся жидкости; 2. закачка раствора соляной кислоты; 3. блокирование обработанного интервала вязкой стабильной нефтекислотной эмульсией;
4. продвижение обрабатываемого интервала к кровле пласта;
5. закачка раствора соляной кислоты;
6. блокирование обработанного интервала более вязкой нефтекислотной эмульсии с пониженной стабильностью;
7. последовательное проведение операций 4-6.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При эксплуатации горизонтальных скважин за счет кольматации отдельных продуктивных интервалов призабойной зоны пласта происходит снижение продуктивности скважины. В то же время происходит обводнение добываемой продукции водой, поступающей из отдельных водоносных интервалов. Задача повышения продуктивности низкопроницаемых интервалов и изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких нефтенасыщенных интервалов.

При проведении работ по интервальной обработке призабойной зоны горизонтальных скважин проводят спуск колонны насосно-компрессорных труб до забоя скважины, затем при открытой затрубной задвижке осуществляют закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтальной ствола. Это делается для создания в стволе экрана и установки жидкостного пакера. Такая подготовка нефтяных интервалов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее в конечном итоге при одновременной изоляции обводнившихся пластов. При этом обводненный интервал или несколько интервалов, имеющих повышенную проницаемость, в большей мере оказываются заполненными нефтяной малофильтрующейся эмульсией.

Нижний конец колонны НКТ устанавливают в районе нижней границы обрабатываемого интервала и при открытой затрубной задвижке закачивают раствор соляной кислоты до верхней границы интервала, отодвигая нефтяную эмульсию к месту входа скважины в пласт. Закрывают затрубную задвижку, при этом интервал оказывается блокированным с обеих сторон жидкостным пакером из нефтяной эмульсии, после чего проводят обработку интервала раствором кислоты. Затем в обработанный интервал закачивают нефтекислотную эмульсию с заданными свойствами.

Нижний конец колонны НКТ приподнимают и устанавливают в районе нижней границы следующего обрабатываемого интервала. Проводят следующую поинтервальную обработку. При этом изменяют свойства нефтекислотной эмульсии.

Изменение свойств нефтекислотной эмульсии для блокирования обработанных интервалов обусловлено необходимостью одновременного конечного времени действия эмульсии в разных обработанных интервалах и ввода скважины в эксплуатацию.

Нефтяную эмульсию готовят смешивая товарную нефть, пластовую воду и эмульгатор в соотношении соответственно 35-45%, 54-64%, 0,9-1,5%. В качестве эмульгаторов могут быть использованы дегитратированные полиамиды карбоновых кислот (ЭС-2), эфир триэтаноламина и карбоновых кислот дистиллированного таллового масла - Эмультал, Нефтехим и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условиях.

Для обработки кислотой используют раствор соляной кислоты 8-20% концентрации. Скорость ее закачки определяется необходимым временем закачки, достаточным для реакции кислоты с породой. При закачке руководствуются выражением:
V = A·C_CHl · T^-k,
где V - скорость растворения породы продуктивного пласта.

C_CHl - концентрация раствора кислоты,
T - время закачки раствора кислоты,
K - коэффициент активности раствора кислоты,
A - коэффициент неоднородности пласта.

Зависимость скорости растворения карбонатного керна от концентрации соляной кислоты представлена на чертеже.

Нефтекислотные эмульсии для отключения обработанных интервалов выбраны исходя из необходимости устранения негативного влияния последствий кольматирования порового пространства в процессе блокирования продуктивных интервалов. Вязкость эмульсии определяется коллекторскими свойствами и приемистостью пласта и ее регулируют изменением концентрации водной фазы и эмульгатора. Потребное количество эмульсии на 1 метр мощности продуктивного пласта определяют по результатам промысловых исследований. В состав эмульсии вводят нефть (25-75%), водную фазу (25-75%) и эмульгатор (2-3,5%) от общего объема жидкости. Водная фаза в зависимости от литологического состава породы до 30% представлена соляной кислотой. В качестве воды используют пластовую воду. В качестве эмульгаторов используются также ЭС-2, Эмультал, Нефтехим и другие промышленные эмульгаторы, обеспечивающие стабильность эмульсий в пластовых условиях.

Характеристика эмульсий представлена в таблице.

Пример конкретного выполнения
В горизонтальной нефтедобывающей скважине 3 продуктивных нефтенасыщенных интервала: 1280-1286 м, 1305-1310 м, 1323-1334 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен средний интервал на глубине 1305-1310 м. Спускают в скважину колонну НКТ до интервала 1336 м. Закачивают во весь интервал 1336-1280 м нефтяную эмульсию состава: нефть товарная - 40%, пластовая вода - 59% и эмульгатор ЭС-2 - 1%. Объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м³ на 1 п.м. ствола. При открытой задвижке на затрубном пространстве закачивают в обрабатываемый интервал объем солянокислотного раствора 12% концентрации, достаточный для оттеснения нефтяной эмульсии до интервала 1323 м. Закрывают затрубную задвижку и продавливают оставшуюся кислоту в пласт, обеспечивая при этом скорость растворения породы по выражению
V = A · C_CHl · T^-k = 1,2·12 · T^-0,976
По этому уравнению через час скорость растворения породы равняется 13,7 кг/м² · час, через 3 часа - 2,8 кг/м² · час. Для обеспечения равномерности растворения породы регулируют скорость поступления кислоты в пласт путем снижения давления закачки с 2 МПа в начале процесса до 0,5 МПа - в конце. Время закачки - 7 часов. После осуществления закачки кислоты закачивают 16,5 м³ нефтекислотной эмульсии с содержанием 30% кислоты в водной фазе. Параметры нефтекислотной эмульсии: вязкость эмульсии - 210 сПз, электростабильность - 220 В.

Приподнимают колонку НКТ до интервала 1286 м и повторяют все вышеприведенные операции. Параметры нефтекислотной эмульсии: вязкость - 350 сПз, электростабильность - 200. После завершения закачки осуществляют технологическую выдержку в течение 8 часов, скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

Применение предложения способа позволяет изолировать обводненные интервалы при повышении проницаемости и продуктивности нефтяных интервалов.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. СССР, Авт.св. N 287867, кл. E 21 B 43/12, опубл. 02.03.71 г.

2. СССР, Авт.св. N 926253, кл. E 21 B 43/27, опубл. 07.05.82 г.

3. РФ, Патент N 2082880, кл. E 21 B 43/27, опубл. 27.06.97 г.

Формула изобретения

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, отличающийся тем, что закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, определяемое из выражения
V = A · C_HCl · T^-к,
где V - скорость растворения породы продуктивного пласта;
C_HCl - концентрация раствора кислоты;
Т - время закачки раствора кислоты;
К - коэффициент активности раствора кислоты;
А - коэффициент неоднородности пласта,
а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2