Способ обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. Обеспечивает повышение дебита флюида скважин. Сущность изобретения: по способу отбирают образцы породы из продуктивной толщи пласта. Моделируют на отобранных образцах породы условия сжатия. Последние имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине. Определяют напряжения, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости. Выбирают соответствующую им конструкцию забоя и величину депрессии. Создают на забое депрессию, не менее выбранной по данным моделирования образцов породы. Поддерживают ее либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения. Закачивают в призабойную зону химический реагент. Выдерживают последний для проведения реакции. Откачивают продукты реакции. Переводят скважины в эксплуатационный режим 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем промывки скважины с максимальным расходом воды до полной замены бурового раствора в скважине, медленной промывки тремя-четырьмя порциями 5-6% раствора соляной кислоты по 0,3-0,4 м³ каждая, закачиваемыми через каждые 15-20 мин с добавлением в последнюю порцию 2-3% фтористой кислоты.

После выхода на поверхность последней порции кислоты расход промывочной воды увеличивают до 10-12 л/с и продолжают промывку ствола в течение 1,5-2 ч. При открытой затрубной задвижке закачивают кислоту в скважину. После подъема головной части кислотного раствора в затрубном пространстве на 20 м выше кровли пласта затрубную задвижку закрывают и оставшийся объем кислоты закачивают в пласт с малой производительностью насосов. Выдавливают кислоту из скважины в пласт расчетным объемом продавочной воды, после чего скважину оставляют в покое на время завершения реакции кислоты в пласте. По завершении реакции скважину открывают для отбора пластового флюида при допустимой депрессии на пласт (Справочник по добыче нефти. Том.II под редакцией проф. Муравьева И.М. ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М., 1959, с.99 [1]).

Основным недостатком способа является невозможность его применения в коллекторах с развитой трещиноватостью. При промывке скважины водой могут создаваться избыточные давления в призабойной зоне скважины, сопровождаемые поглощениями бурового раствора и воды и закупоркой каналов фильтрации твердой фазой, в результате чего попытки очистить призабойную зону пласта при пробной эксплуатации оказываются неэффективными.

Известен способ обработки призабойной зоны пластов, который позволяет повысить эффективность обработки за счет создания условий, предотвращающих образование экранирующего слоя и способствующих выносу продуктов реакции из пласта (SU 1319660 [2]). После обвязки устья скважины, обеспечивающей закачку рабочего реагента (РР), по насосно-компрессорным трубам в пласт подают эмульгатор в количестве 0,1-0,2% от объема РР. Затем ведут закачку РР, в качестве которого используют водный раствор кислоты или растворитель смолопарафиновых отложений на углеводородной основе. В случае применения последнего в качестве РР эмульгатор подают с ним одновременно. После закачки в пласт РР его оставляют там для реагирования. В этот период создают циклическое депрессионное давление, снижая в каждом последующем цикле нижний и верхний уровни давления на 2-25%. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления.

Недостатком способа является его относительно низкая эффективность.

Наиболее близким к заявляемому по своей технической сущности является способ обработки продуктивной зоны пласта, известный из RU 2183742 [3]. Способ направлен на повышение производительности скважины путем увеличения зоны дренирования и предупреждения накопления продуктов реакции и частиц горной породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при проведении воздействия на карбонатный пласт. Задача решается тем, что в способе обработки ПЗП, включающем герметизацию затрубного пространства, промывку ПЗП от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции, после закачки растворителя асфальтосмолистых и парафиновых отложений нагнетают воду в пласт при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, и в объеме не менее одного объема скважины, затем последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости в пласт, и продавливают их вместе с продуктами реакции вглубь пласта водой в объеме не менее суммарного объема всех порций нефти и раствора кислоты, и оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты, а затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя, после чего пускают скважину в работу. При этом первую порцию раствора кислоты закачивают объемом 5-10 м³ концентрацией не более 5%, а все последующие порции раствора кислоты в таких же объемах - от 10 до 15% концентрации. В качестве углеводородной жидкости могут быть использованы маловязкая беспарафинистая и не содержащая асфальтосмолистых веществ нефть, конденсат, дизтопливо и другие.

Для предупреждения выхода продуктов реакции и воды из скважины совместно с добываемой продукцией скважину пускают в работу после периода гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой, определяемого по стабилизации давления на устье скважины при его снижении после нагнетания последней порции воды. Для предупреждения деформации раскрытых трещин пласта и их закупорки обломками пород давление на устье скважины, установившееся после периода гравитационного замещения, перед ее пуском в работу плавно снижают с помощью дросселя в течение суток до рабочего давления, после чего открывают трубное пространство и пускают скважину в работу.

Недостатком известного способа является ограниченность использования, т.к. он предназначен для проведения воздействий на карбонатные пласты.

Заявляемое изобретение направлено на повышение дебита флюида скважин.

Указанный результат достигается тем, что способ обработки призабойной зоны пласта включает отбор образцов породы из продуктивной толщи пласта, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия, которые имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине, определение напряжений, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости, выбор соответствующей им конструкции забоя и величины депрессии, и последующее создание на забое депрессии, не менее выбранной по данным моделирования образцов породы с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения, последующую закачку в призабойную зону химического реагента, выдержку для проведения реакции, откачку продуктов реакции и перевод скважины в эксплуатационный режим.

Указанный результат достигается также тем, что выдержку химического реагента в призабойной зоне скважины осуществляют до полного завершения реакции.

Указанный результат достигается также тем, что после откачки химического реагента или в процессе ее повторно создают на забое скважины депрессию, не менее выбранной, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения.

Отбор образцов породы из продуктивной толщи пласта, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия, которые имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине, определение напряжений, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости, позволяет до применения воздействия на скважину определить оптимальные конструкции забоя и величины депрессии, необходимые для повышения дебита флюида, и тем самым позволяет существенно сократить эксплуатационные расходы и снизить риск внесения необратимых изменений в призабойную зону пласта, которые могут привести к ухудшению добывных возможностей скважины.

Последующее создание на забое депрессии, не менее выбранной по данным моделирования образцов породы, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения позволяет осуществить процесс разрушения породы в призабойной зоне пласта с существенным повышением ее проницаемости и, как следствие, повышение дебита флюида. Повышение дебита флюида позволяет судить о начале или о прохождении процесса георыхления (разрушения породы) в ПЗП, а прекращение его повышения свидетельствует о том, что процесс георыхления уже завершен. В результате георыхления в окрестности скважины возникает зона повышенной проницаемости.

Закачка в призабойную зону химического реагента позволяет дополнительно расширить фильтрационные каналы в коллекторе за счет химических реакций. При плохой проницаемости ПЗП химреагент может проникнуть в пласт лишь на незначительное расстояние. Предварительное повышение проницаемости ПЗП с помощью георыхления позволяет химреагенту быстрее и глубже проникнуть в продуктивный пласт, в результате чего эффективность химобработки пласта значительно возрастает.

Сравнительный анализ использования только химической обработки ПЗП и только использования метода георыхления (обусловленного подбором величин депрессии на основании модельных экспериментов) позволяет сделать вывод, что суммарный результат повышения проницаемости ПЗП в результате использования химобработки и георыхления оказывается существенно выше, чем от использования каждого из этих методов в отдельности.

Выдержка для проведения реакции необходима для того, чтобы произошло некоторое улучшение проницаемости ПЗП, обусловленное взаимодействием реактива с породой коллектора.

Откачка продуктов реакции позволяет очистить ПЗП от продуктов и тем самым позволить целевому флюиду свободно выходить в скважину.

Осуществление выдержки химического реагента в призабойной зоне скважины до полного завершения реакции, которое определяется расчетным или экспериментальным путем, необходимо для того, чтобы обеспечить наиболее полное растворение породы коллектора в ПЗП.

Повторное создание на забое скважины депрессии, не менее выбранной, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения позволяет существенно повысить проницаемость ПЗП за счет более полного удаления продуктов реакции и дополнительного разрушения частично растворенной (или ослабленной) породы коллектора, произошедшей в результате химобработки.

Сущность заявляемого изобретения поясняется примерами его реализации.

Пример 1. В общем случае способ реализуется следующим образом. Из кернового материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы из продуктивной толщи месторождения, из которых изготавливают образцы для моделирования в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диаметра используемого керноотборника.

Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТНН), позволяющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы и, таким образом, полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных конструкциях забоя и различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противоположных нажимных плитах ИСТНН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, соответствующих определенной конструкции забоя и определенной величине депрессии, может начать интенсивно не упруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. Эти условия затем реализуются на скважине выбором соответствующей конструкции забоя и созданием депрессии не менее установленной величины, благодаря чему повышается проницаемость ПЗП и продуктивность скважины.

При этом в зависимости от конкретных условий данного месторождения, возможностей нефтедобывающего предприятия, условий реализации способа выбранное значение депрессии поддерживают в течение времени либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения.

Для стимулирования начала процесса структурных изменений в ПЗП перед началом обработки скважины с помощью создания длительных депрессий может быть проведена дополнительная перфорация, причем как на скважинах с обсаженным забоем, так и на скважинах с необсаженным забоем. Характер перфорации - плотность отверстий, их размер, форма и т.д. определяется на основании результатов испытания кернового материала на ИСТНН и проведения расчетов. Перфорация может быть осуществлена с помощью любых известных средств.

После проведения такой обработки призабойной зоны пласта и увеличения ее проницаемости создаются условия для более быстрого и глубокого проникновения химреагентов вглубь пласта и воздействия их на более удаленные участки продуктивного пласта. Производится закачка в скважину химреагента, увеличивающего проницаемость породы коллектора данного месторождения. По прошествии определенного времени производится откачка продуктов реакции из пласта. Объемы откачки должны быть по крайней мере не меньше объемов закачки химреагента. Для глиносодержащих низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири в качестве химреагента могут быть использованы глинокислоты различного состава и концентраций, составы "ПФК-А" и др. Выбор химреагента, объемы закачки его в скважину, время воздействия его на пласт определяются путем проведения специальных лабораторных опытов по химическому воздействию химреагентов на породу коллектора данного месторождения. В этих экспериментах должны быть установлены характер и степень влияния химреагента на проницаемость породы и проведены соответствующие расчеты.

После обработки пласта химреагентом производится повторная обработка пласта с помощью создания длительных депрессий на тех же режимах отработки.

Пример 2. Способ обработки призабойной зоны скважины был реализован на скважине №303 куста 1 Кислорского месторождения НГДУ "РИ-ТЭК Белоярскнефть" с использованием в качестве химреагента 12% глинокислоты.

Скважина имела следующие параметры:

1. Способ эксплуатации - ШГН.

2. Эксплуатационный горизонт - Тюменская свита, пласт Ю3-4.

3. Боковой горизонтальный ствол.

4. Пластовое давление 175 атм на 1.09.2001 г.

5. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм.

6. Искусственный забой - 2393 м.

7. Дебит скважины - 5 м³/сут, 34%.

8. Состояние скважины к началу ремонта - в работе. Для обработки скважины в нее был спущен корпус струйного насоса УЭОС-4 с пакером ПРОЯМО со следующей компоновкой низа:

НКТ 2′′ - 240 м с "пером",

пакер ПРОЯМО на глубине 1970 м,

НКТ 2,5′′ 20 м,

струйный насос УЭОС-4 на НКТ 2,5′′ на гл. 1950 м.

"Перо" установлено на гл. 2210 м.

Из кернов, извлеченных из скважины №261 Кислорского месторождения, были изготовлены образцы породы в виде куба с размером граней 50 мм. Образцы были испытаны на испытательной системе ИСТНН по методике, изложенной в примере 1. В процессе исследования образцов было установлено, что они начинают разрушаться при депрессиях 100-120 ат.

С помощью установленного в скважине струйного насоса была создана депрессия 110 ат, величина которой постоянно контролировалась с помощью глубинного манометра. Одновременно контролировался дебит скважины, который плавно возрастал. По истечении 10 часов дебита скважин достиг 19 м³/сут и его рост прекратился, что свидетельствовало о завершении процесса растрескивания и разрыхления грунта в призабойной зоне пласта.

После этого была осуществлена продавка в пласт 6 м³/сут 12% глинокислоты. В течение 2 часов скважина была оставлена на реагирование. Затем с помощью струйного насоса при депрессии 100 ат была проведена откачка продуктов реакции из пласта в объеме 7 м³/сут.

После ремонта скважина была сдана в эксплуатацию и ее дебит составил 9 м³/сут.

Пример 3. Способ обработки призабойной зоны скважины был реализован также на скважине №331 куста 3 Кислорского месторождения НГДУ "РИТЭК Белоярскнефть" с использованием другого химреагента - смеси органической кислоты ПФК-А и соляной кислоты.

Скважина имела следующие параметры:

1. Способ эксплуатации - ШГН.

2. Эксплуатационный горизонт - Тюменская свита, пласт Ю2, Ю3-4.

3. Эксплуатационная колонна: 168 мм - 2276 м.

4. Пластовое давление 190 атм на 1.05.2003 г.

5. Искусственный забой - 2266 м.

6. Интервал перфорации: 2167,0-2171,0 м (по 12 отв./м); 2178,0-2179,0 м (по 12 отв./м); 2190,0-2198,0 м (по 24 отв./м); 2200,0-2208,0 м (по 24 отв./м); 2208,0-2210,0 м (по 12 отв./м); зарядами ПРК-42С, всего 468 отв.

7. Параметры скважины до ОПЗ: Q_ж - 4 м³/сут, Обвод - 22%, Q_н - 3,9 т/сут, Н_д - 950 м.

8. Состояние скважины к началу ремонта - в работе.

Для обработки скважины по методу георыхления в скважину был спущен корпус струйного насоса УЭОС-4 с пакером ПИМ со следующей компоновкой низа:

"Воронка" - 2159 м,

НКТ 2,5′′ - 40 м,

пакер ПИМ - 2119 м,

НКТ 2,5′′ - 20,5 м,

струйный насос УЭОС-4 - 2098,5 м.

При проведении работ на скв. №331 все операции осуществлялись так же, как описано в примере 2, поскольку скв. №303 и скв. 331 принадлежат одному и тому же месторождению.

С помощью установленного в скважине струйного насоса была создана депрессия 110 ат, величина которой постоянно контролировалась с помощью глубинного манометра. Одновременно контролировался дебит скважины, который плавно возрастал. По истечении 12 часов дебита скважин достиг 15 куб.м/сут и его рост прекратился, что свидетельствовало о завершении процесса растрескивания и разрыхления грунта в призабойной зоне пласта.

После этого была осуществлена продавка в пласт кислотного состава в объеме 18 м³/сут. В течение 12 часов скважина была оставлена на реагирование. Затем с помощью струйного насоса при депрессии 100 ат была проведена откачка продуктов реакции из пласта в объеме 20 куб.м.

После химобработки скважины была проведена повторная длительная откачка скважины при глубоких депрессиях с использованием струйного насоса (депрессия 120 ат в течение 6 ч).

После ремонта скважина была сдана в эксплуатацию и ее дебит составил 8,5 куб. м/сут.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий отбор образцов породы из продуктивной толщи пласта, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия, которые имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине, определение напряжений, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости, выбор соответствующей им конструкции забоя и величины депрессии и последующее создание на забое депрессии не менее выбранной по данным моделирования образцов породы с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения, последующую закачку в призабойную зону химического реагента, выдержку для проведения реакции, откачку продуктов реакции и перевод скважины в эксплуатационный режим.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выдержку химического реагента в призабойной зоне скважины осуществляют до полного завершения реакции.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после откачки химического реагента или в процессе ее повторно создают на забое скважины депрессию не менее выбранной с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения.