Способ реагентной обработки прискважинной зоны

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины. Способ включает закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями. При закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины - отношение расхода закачки технологического раствора к давлению закачки. После этого через каждые 20-40 мин обработки производят закачку равных порций технологического раствора в пласт объемом 5 - 10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт. При каждой закачке порции технологического раствора определяют коэффициент приемистости скважины. Обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины. Техническим результатом является увеличение продуктивности скважин путем полного удаления кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, предусматривающим увеличение дебита продуктивного пласта, удаление кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт.

В промысловой практике известны многочисленные способы реагентной обработки скважин, предусматривающих подачу в продуктивный пласт растворов кислоты, щелочи, смесей различных кислот, воздействующих на кольматирующие образования различного генезиса и горную породу (патенты РФ 2106484, опубл. 1998 г., 2117149, опубл. 1998 г., US 3111985, опубл. 1963).

Общая продолжительность реагентной обработки скважины определяется кинетикой растворения кольматирующих образований, гидродинамическими, термобарическими условиями процесса растворения и начальной проницаемостью закольматированной зоны и вычислялась математическим способом по результатам проведенных сложных и дорогостоящих исследований. При этом вычисленная в результате и приведенная в указанных патентах величина продолжительности реагентной обработки скважины тем или иным технологическим раствором не может считаться оптимальной для полного удаления кольматирующих образований для любых скважин.

Недостаточная продолжительность реагентной обработки не позволяет полностью удалить кольматирующие образования из прискважинной зоны, что не обеспечивает достижения продуктивности (приемистости) скважины, близкой к потенциальному значению.

Нецелесообразно также проводить обработку скважины со временем больше, чем требуется на самом деле, так как при нейтрализации технологического раствора в ходе обработки возможно вторичное выпадение твердой фазы из раствора, что приводит к закупорки порового пространства и снижению продуктивности (приемистости) скважины.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технологической сущности является способ реагентной обработки прискважинной зоны, включающий последовательную закачку в скважину технологических растворов, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса прискважинной зоны, последующее удаление из скважины на поверхность технологических растворов и их продуктов реакции (патент РФ 2106484, опубл. 10.03.1998).

К недостаткам известных способов относится отсутствие доступных и в тоже время достоверных критериев, позволяющих в промысловых условиях определить время окончания процесса обработки конкретной скважины.

Целью изобретения является увеличение продуктивности скважин путем полного удаления кольматирующих образований за счет оптимизации продолжительности процесса реагентной обработки скважины.

Поставленная задача решается тем, что в способе реагентной обработки прискважинной зоны, включающем закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями прискважинной зоны, при закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины (отношение расхода закачки к давлению закачки) и далее через каждые 20-40 мин обработки производят закачку порции технологического раствора в пласт объемом 5-10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт, и в каждой закачке порции технологического раствора определяют приемистость скважины, а обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины, причем в каждой порции закачки технологического раствора в пласт принимаются равные объемы технологического раствора.

В соответствии с основными положениями гидродинамики (см. книгу Еронина В.А., Кривоносова И.В., Ли А.Д. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 1973,198 с.) расход нагнетания определяется по формуле: где К_о - первоначальная проницаемость пласта; h - мощность пласта; μ - вязкость технологического раствора; ξ - коэффициент загрязненности прискважинной зоны, определяемый насыщенностью порового пространства кольматирующими образованиями; R_k - радиус контура влияния закачки; r_с - радиус скважины; α₀ и α - безразмерные коэффициенты, причем α = α₀-εΔP₁; ΔP₁ - разница текущего пластового и первоначального пластового давления;
ΔP₂ - репрессия на пласт.

Таким образом, расход нагнетания увеличивается нелинейно с уменьшением коэффициента загрязнения прискважинной зоны ε и увеличением репрессии на пласт ΔP₂. В контрольных операциях по циклическому нагнетанию технологического раствора величина давления нагнетания принимается постоянной и, следовательно, ΔP₂ = const. Стабилизация же коэффициента приемистости в процессе обработки свидетельствует о том, что в конкретных условиях обработки скважины (пластовые температура и давление, вид обработки, гидродинамические условия в прискважинной зоне и др.) не следует ожидать последующих изменений коэффициента ε, так как кольматирующие образования полностью растворены или для удаления их остаточного количества необходимо изменять условия обработки, то есть переходить на новую технологию.

В результате полевых экспериментов установлено, что для оценки состояния прискважинной зоны закачиваемый объем технологического раствора в пласт в каждом контрольном цикле должен быть от 5 до 10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт. При меньшем объеме нагнетания жидкости реакция прискважинной зоны не адекватна и погрешность измерений превышает 10%. Увеличение же объема технологического раствора в каждом цикле нагнетания нецелесообразно, так как на результаты измерений начинает оказывать влияние удаленная зона. Принятие же равных объемов нагнетания в каждом контрольном цикле снижает погрешности измерений.

Интервал между контрольными закачками жидкости в пределах 20-40 мин позволяет оперативно оценивать состояние прискважинной зоны, что позволяет своевременно определить время окончания обработки скважины.

В предлагаемом изобретении контрольные операции совмещены с технологическими, что позволяет существенным образом увеличить коэффициент массопереноса в системе "кольматирующие образования - технологический раствор" за счет периодического создания в прискважинной зоне скорости движения раствора.

Примеры реализации изобретения
Нефтяная залежь вскрыта в нижнемеловых отложениях, представленных переслаивающимися пачками аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников на глубинах 2530-2720 м. Среднее значение коэффициента проницаемости гранулярного коллектора 47 мД, пористости 18%. Термобарические условия пласта: давление 26,2 МПа, температура 82^oС. Нефти малосернистые, малопарафинистые и малосмолистые. Плотность нефти 872 кг/м³, вязкость - 1,25 сП. Среднее газосодержание 68 м³/м³.

По результатам комплексных термогидродинамических исследований установлено, что средний радиус зоны с ухудшенной проницаемостью составляет 0,85 м при средней величине пористости.

Пример. Скважина 341 диаметром 140 мм пробурена на глубину 2610 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта 13,2 м. Дебит скважины по нефти перед обработкой составил 2,5 т/сутки.

До забоя скважины опускают колонну насосно-компрессорных труб, промывают скважину технической водой объемом 80 м³, башмак колонны насосно-компрессорных труб поднимают до интервала нижних перфорационных отверстий. Готовят технологический раствор, реагирующий с кольматирующими образованиями, например, следующего состава: соляная кислота 15%, комплексoн 4%, ПАВ 0,5%, уротропин 0,8%.

На циркуляции через колонну насосно-компрессорных труб заполняют перфорированную часть скважины технологическим раствором, закрывают межтрубное пространство и продавливают 16 м³ технологического раствора в пласт. При закачке технологического раствора в пласт с давлением 10 МПа определяют коэффициент приемистости скважины по отношению расхода закачки к давлению закачки технологического раствора - 9,2 (м/сутки•МПа). Далее приступают к контрольным закачкам технологического раствора в прискважинную зону, не удаляя предыдущий раствор. Интервал между контрольными закачками жидкости составлял 20 мин, объем технологического раствора в каждой контрольной закачке составлял 0,8 м³ при давлении закачки 10 МПа. В ходе каждой контрольной закачки производят определение коэффициента приемистости скважины (м/сутки•МПа): 1-8,8; 2-14,1; 3-16,3; 4-18,8; 5-18,6; 6-18,7. Данные коэффициента приемистости скважины в 4-6 контрольных закачках свидетельствуют о стабилизации измеряемого параметра, т.е. при каждой порции закачки технологического раствора пласт принимает равные объемы технологического раствора. Обработка скважины была закончена.

В заключение производят освоение скважины для удаления растворов и продуктов реакции до появления из скважины флюида постоянного состава. Дебит скважины по нефти после обработки составил 6,1 т/сутки. Приращение дебита по нефти составило 3,6 т/сутки. Дополнительная добыча нефти за счет обработки скважины составила 1008 т.

В табл. 1,2,3 представлены сведения об остальных примерах реализации настоящего изобретения на месторождении.

Дополнительная добыча нефти в результате обработок 6 скважин составила 4156 т, т.е. в среднем на одну скважину 692 т.

Полученные промысловые результаты позволяют сделать вывод, что предлагаемое изобретение позволяет существенно увеличить производительность скважин путем наиболее полного удаления глинистых кольматирующих образований из обрабатываемой прискважинной зоны за счет определения в промысловых условиях достоверного временного параметра реагентной обработки прискважинной зоны скважины.

Формула изобретения

Способ реагентной обработки прискважинной зоны, включающий закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями, отличающийся тем, что при закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины - отношение расхода закачки технологического раствора к давлению закачки, после чего через каждые 20-40 мин обработки производят закачку равных порций технологического раствора в пласт объемом 5 - 10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт, и при каждой закачке порции технологического раствора определяют коэффициент приемистости скважины, а обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2