Способ обработки продуктивного карбонатного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми вертикальными и горизонтальными стволами. В способе обработки продуктивного карбонатного пласта, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта, в скважине перед спуском труб предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120^o по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки продуктивных карбонатных пластов за счет дополнительного абразивно-струйного воздействия на плотные нефтенасыщенные интервалы открытого ствола.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми вертикальными и горизонтальными стволами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя, закачку в НКТ расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны НКТ и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны") [В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - С. 62-64].

Существенный недостаток способа - кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине.

Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта [Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом/Перев. изд. журн. США. - 1989, 10. С. 11].

Основной недостаток этого способа - неравномерное кислотное воздействие на породу пласта в условиях открытого и относительно длинного ствола. Кислота активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у башмака колонны. Часто кислотной обработке подвергаются лишь относительно высокопроницаемые интервалы пласта, а низкопроницаемые плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными. А при случайном расположении башмака НКТ на этих участках кислотного воздействия в этих плотных породах явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотной обработки карбонатных продуктивных пластов за счет дополнительного абразивно-струйного воздействия на плотные нефтенасыщенные (не вовлеченные в эксплуатацию) интервалы открытого ствола.

Решение задачи достигается тем, что в описываемом способе, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта, в скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120^o по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ обладает отличительными признаками, отсутствующими у известного способа кислотной обработки пласта. Эти признаки обеспечивают соответствие нового технического решения критерию "новизна". При сравнении способа не только с прототипом, но и другими известными техническими решениями в области кислотной обработки продуктивных карбонатных пластов в скважинах с открытым забоем не обнаружены решения, обладающие совокупностью сходных признаков. Это позволяет сделать вывод о соответствии нового технического решения критерию "существенные отличия".

В заявляемом способе обработки продуктивного карбонатного пласта решается задача повышения эффективности кислотного воздействия в открытом протяженном стволе. Задача решается двумя взаимосвязанными подходами - регулируемым направленным кислотным воздействием на нефтенасыщенные плотные (как правило, не вовлеченные в работу) интервалы пласта и усилением кислотного воздействия на эти интервалы путем качественного видоизменения структуры воздействующих на породу факторов, а именно кислотный поток, омывающий породу и химически воздействующий по поверхности материала, по известному способу, приобретает струйно-вихревые и режущие свойства (скорость струй на выходе гидромониторных насадок более 100 м/с), не теряя при этом химической активности. Чередованием кислотного гидромониторного воздействия и абразивно-струйного воздействия (отличительный признак), выполняемого песчано-водным раствором ПАВ, достигается дальнейшее усиление обработки плотных нефтенасыщенных интервалов. Добавление ПАВ в песчано-жидкостную смесь усиливает абразивно-разрушающее действие за счет расклинивающего эффекта, а также улучшает отмыв продуктов реакции из каналов растворения.

Естественно, общий положительный эффект обеспечивается выполнением предварительных обязательных операций - предварительного выделения интервала(ов) обработки в плотных нефтенасыщенных породах пласта, а башмак колонны труб оборудуют гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90^o (4 насадки) или 120^o (3 насадки) по образующей. Это количество насадок по образующей оптимально, т.к. две насадки не обеспечивают необходимой степени гидродинамической связи скважины и пласта, а действие пяти насадок может привести к локальному разупрочнению и необратимому разрушению ствола в интервале обработки. Функция насадок заключается в многократном увеличении скорости истечения кислотных и песчано-жидкостных струй на забое скважины против обрабатываемого интервала. За счет большой кинетической энергии струи приобретают режущие свойства, а чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий позволяет достичь практически максимального абразивно-разрушающего эффекта, а значит и глубины обработки. Изобретательский уровень подаваемого объекта позволяет достичь нового технического эффекта, а именно направленной механо-химической глубокой (в итоге в расчетных интервалах пласта получают систему каналов растворения глубиной более 1 м) обработки и вовлечение в эксплуатацию низкопроницаемых плотных нефтяных пропластков.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Способ испытан на скважине 13865 (кизиловский горизонт). Длина открытого горизонтального ствола в продуктивном карбонатном пласте составляет 147 м (в интервале 1266-1413 м). Дебит нефти при этом 1,5-2 т/сут. Традиционные способы кислотной обработки не дали существенного увеличения продуктивности скважины.

Предварительно геофизическими исследованиями выявили интервалы с высокой проницаемостью, сложенные трещиноватыми породами, и неработающие относительно плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены в четырех интервалах, начиная от забоя. Середина каждого из этих интервалов (отметки 1411, 1382, 1354 и 1328 м от забоя) была намечена как расчетное место обработки.

До забоя спустили колонну 73 мм НКТ, башмак которой представлял заглушенный патрубок с радиально установленными под углом 90^o друг к другу по образующей четыре гидромониторных сопла диаметром 6 мм. В четырех метрах от башмака установили пластинчатый центратор. Приподняв одну трубу, установили башмак с соплами в интервале 1411 м. При открытой задвижке на межтрубье агрегатом АН-700 закачали 3,5 м³ соляной кислоты 15% концентрации при максимальной скорости закачки. Не останавливая процесс, кислоту продавили песчано-водным раствором МЛ-81 в объеме 2,5 м³ (концентрация песка мелкой фракции 35-45 кг/м³, концентрация ПАВ 0,1%) при давлении 16-18 МПа. Затем башмак колонны труб установили на следующий интервал обработки - 1382 м. Процесс кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий на пласт повторили при чередовании закачки порций кислоты и песчано-водного раствора ПАВ. Затем соответственно процесс повторили на следующих двух интервалах - 1354 и 1328 м. Планируемые интервалы обработали за 3,5 часа. Таким образом, за относительно короткое технологическое время все нефтенасыщенные плотные матрицы пласта были подвергнуты мощному кислотному и гидроабразивному воздействию. После этого ствол скважины промыли водным раствором МЛ-81.

После освоения и пуска скважины в работу получен следующий результат - дебит по нефти возрос с 2,5-3 до 8,5-9,5 т/сут.

На скважинах 1045, 13872, 2983, 3472 были испытаны варианты выполнения нового способа с применением кислоты с концентрацией от 14 до 29% с применением трех и четырех гидромониторных насадок по образующей, в качестве ПАВ были использованы МЛ-80, АФ 9-12, сепарол. Было проведено чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий от 2 до 4 циклов на одном интервале, само число интервалов обработки на скважинах изменялось от одного до восьми. Эффективность нового способа осталась высокой (увеличение дебитов нефти составило от 3 до 5 раз по сравнению с первоначальными показателями).

Таким образом, промысловые испытания предлагаемого способа обработки продуктивного карбонатного пласта в нефтедобывающих скважинах показали 100% успешность и высокую технологическую эффективность. За счет точного выполнения всей совокупности заявляемых признаков достигается выполнение поставленной технической задачи. Мощное кислотно-абразивно-струйное воздействие позволяет вовлечь в эксплуатацию всю толщину продуктивного пласта, особенно плотные матричные интервалы, что в совокупности кратно увеличивает добычу нефти из скважин. Широкое промышленное внедрение способа даст существенный народно-хозяйственный эффект.

Формула изобретения

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта, отличающийся тем, что в скважине перед спуском труб предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120^o по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.