Способ обработки призабойной зоны пласта
Владельцы патента RU 2647136:
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта включает первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. Осуществляют спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта. При этом первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе. Перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава. Причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации. При этом в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %: МИА-пром марка К - 5,0-43,0; нитрит натрия - 4,0-26,0; мочевина - 5,0-37,0; вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности обработки за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. 2 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известен способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора нейтрального к фильтрационным свойствам пласта с помощью перфоратора взрывного действия, формирование кислоторазрушаемого защитного экрана созданием давления, превышающего на 10-15% расчетное давление цементирования, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой его кислотой в гидроимпульсном режиме (см. патент РФ №2225503, МКИ Е21В 43/11, 33/13, опубл. 2004 г.).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие повышения удельного веса кислоторазрушаемого раствора из-за содержания в нем цемента, и последующее удаление его кислотной обработкой происходит недостаточно интенсивно.
Известен способ вскрытия продуктивных пластов, включающий первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗПП) кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 минут и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором в 10-15 раз, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, причем при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона используют полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55 и вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, остальное - вода (см. патент РФ №2347900, МКИ Е21В 43/27, С09К 8/514, опубл. 2009 г.).
Однако, известный способ недостаточно эффективен из-за повышения удельного веса кислоторазрушаемого экрана и является технологически сложным из-за трудоемкости приготовления полимерного раствора.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины на полимер-меловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта по слоем полимер-мелового раствора, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимер-меловой раствор плотностью 1040-1060 кг/м3 следующего состава, масс. %: кальцинированная сода 1-6, карбоксиметилцеллюлоза 1-6, полиакриламид 2-3, глина 48-52, мел 46-50, вода - остальное (см. патент РФ №2304698, МКИ Е21В 33/138, 43/32, опубл. 2007 г.).
Однако данный способ приводит к частичной кольматации вскрываемой зоны пласта ввиду содержания полимеров и глины, загрязняющих нефтеносный участок.
Целью предлагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой эффективностью за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. Технология полностью исключает кольматацию призабойной зоны скважины ввиду отсутствия в используемом составе для обработки перфорированного участка полимеров и других малорастворимых веществ.
Поставленная цель достигается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта, включающего первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| МИА-пром марка К | 5,0-43,0 |
| Нитрит натрия | 4,0-26,0 |
| Мочевина | 5,0-37,0 |
| Вода | остальное |
МИА-пром марка К представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки. Предназначен для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений, образующихся на подземном оборудовании нефтедобывающих скважин и призабойной зоне пласта, для приготовления эмульсий, композиций реагентов для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и выпускается по ТУ 2458-011-27913102-2001 с изменением №4.
Для приготовления заявляемого активного эмульсионного состава (АЭС) используют нитрит натрия технический по ГОСТ 19906-74, мочевину по ГОСТ 2081-92. В качестве смеси нитрита натрия и мочевины также используют газогенерирующий раствор ИТПС-ГГР по ТУ 2458-030-27913102-2015, представляющий собой концентрированный раствор нитрита натрия и мочевины в воде.
Заявляемый АЭС готовят путем постепенного добавления раствора нитрита натрия и мочевины в воде к МИА-пром марка К при перемешивании с образованием устойчивой эмульсии.
Используемая в предлагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства в реакторе, снабженном якорной мешалкой, так и непосредственно перед применением в емкости, снабженной системой циркуляции жидкости. Эмульсия представляет собой жидкость от белого до коричневого цвета, с плотностью от 0,95-1,25 г/см3. Примеры приготовления АЭС приведены в таблице 1.
Оценку эффективности АЭС проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости при скоростях сдвига 100 и 511 с-1, стабильности во времени при температуре 45°С, совместимости с нефтью при комнатной температуре, а также способности к полному разрушению на жидкие фазы при воздействии соляной кислоты. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Вязкость составов, характеризующая их устойчивость в зоне блокировки, определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. По результатам испытаний вязкость заявляемых составов выше состава по прототипу на 52-1213 сП при скорости сдвига 100 с-1 и на 20-948 сП при скорости сдвига 511 с-1.
Для определения стабильности составов во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл состава, помещают в термостат при температуре 45°С и визуально отмечают наличие или отсутствие разделения фаз в течение 14 суток. По окончании времени тестирования фиксируют расслоение или его отсутствие. Результаты испытаний показывают образование расслоения в образце прототипа в объеме 3 мл и полное отсутствие расслоений в предлагаемом составе.
Совместимость с нефтью - характеристика составов на их способность к сохранению при смешении с небольшой частью нефти (до 10%, об.), что может происходить в зоне контакта закаченного состава с нефтенасыщенной частью пласта. Методика эксперимента заключается в смешении 90 мл состава с 10 мл нефти в колбе с пробкой на 250 мл путем встряхивания с последующим визуальным оцениванием разделения или не разделения смеси на отдельные фазы. В ходе экспериментов использовалась нефть со скважины 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл».
Испытания показывают устойчивость к разрушению предлагаемых составов при их смешении с нефтью, при этом происходит ''вкручивание'' нефти в состав эмульсий. Состав же по прототипу расслаивается на отдельные исходные фазы - 90 и 10 мл.
По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что используемая в заявляемом способе эмульсия обладает повышенной вязкостью, является более стабильной и устойчивой к разрушению при действии нефти относительно состава по прототипу.
Для наиболее полного удаления составов из зоны перфорации после их отработки проводят кислотную обработку, чем полнее проходит реагирование до образования невязких жидких фаз, тем состав после отработки легче и полнее выходит из зоны блокировки, не загрязняя и не кольматируя породу.
Для разрушения составы смешивались с соляной кислотой концентрацией 24% в различных соотношениях. Объемные соотношения составов и кислоты, а также остаточное содержание кислоты указаны в таблице 2.
* - концентрация HCl определялась методом титрования согласно ТУ 2458-025-27913102-2015.
После смешения предлагаемого состава с соляной кислотой происходит бурная экзотермическая реакция по следующему механизму:
NH2-C(O)-NH2+2 NaNO2+2HCl = 2NaCl+2N2↑+CO2↑+3H2O.
При этом происходит выделение большого количества газов, в результате чего состав полностью разрушается на жидкие составляющие.
Состав по прототипу при смешении с соляной кислотой не реагирует так же бурно, сильно не разогревается и не разлагается на жидкие составляющие.
Сущность заявляемого предложения заключается в следующем.
В процессе заканчивания скважины производят геофизические исследования, выделяют перспективные нефтенасыщенные толщины и выбирают интервалы для реализации способа обработки призабойной зоны пласта. Далее в выбранный интервал перфорации закачивают активный - эмульсионный состав. Объем закачиваемого АЭС рассчитывают из условия, что нижняя часть пачки АЭС должна располагаться не ниже 25 м от выбранного интервала перфорации, а верхняя - не выше 150 м. Первичное вскрытие пласта производят в интервале, заполненном АЭС, аппаратом комплексного действия с применением кумулятивных и газогенерирующих зарядов. Такая комбинация зарядов позволяет увеличить глубину пробития в 1,5-2 раза и создать разуплотненные зоны с дополнительной сетью трещин за счет горения газогенерирующих зарядов, что приводит к созданию давления, превышающего прочностные характеристики породы. АЭС при вскрытии проникает под репрессией в созданную систему трещин и создает защитный кислоторазрушаемый экран. Далее производят спуск и крепление эксплуатационной колонны. Ранее закаченный АЭС предохраняет вновь созданные разуплотненные зоны с сетью трещин от цементного камня за счет высокой плотности и адгезии. Затем производят вторичное вскрытие выбранного интервала кумулятивной перфорацией с применением зарядов глубокого пробития плотностью 10-20 отверстий в минуту, после чего производят обработку призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты в 2 этапа. На первом этапе - с применением соляной кислоты 24%-ной концентрации объемом 0,25 м3 на обрабатываемый метр, на втором этапе с применением соляной кислоты 12,0-15,0%-ной концентрации объемом 0,75-1,0 м3 на обрабатываемый метр. Соотношение используемых для обработки АЭС и соляной кислоты 24%-ной концентрации составляет 1:(0,75-2,0). При контакте с первым объемом соляной кислоты происходит экзотермическая реакция с повышением температуры до 75°C с образованием пенно-кислотной смеси, при этом происходит полное разрушение АЭС. С увеличением температуры за счет большой скорости реакции создаются крупные проводящие каналы в прискважинной зоне. Продукты реакции извлекают методом свабирования. На втором этапе обработки соляной кислотой 12,0-15,0%-ной концентрации обеспечивается большой охват воздействием за счет создания дополнительных каналов. Также, для проведения второго этапа обработки используют различные кислотные составы с замедленной скоростью реакции соляной кислоты с породой пласта, содержащие поверхностно-активные вещества, стабилизаторы железа. Далее скважину оставляют на реагирование, после чего производят извлечение продуктов реакции.
Приводим конкретные примеры обработки призабойной зоны пласта.
Технология была применена на скважинах №№203, 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл». Был использован активный эмульсионный состав в количестве 3 м3 и проведено вторичное вскрытие аппаратом комплексного воздействия ''Пласт-ПП''.
Средний дебит нефти по скважинам, эксплуатирующим испытываемый объект, составляет 9,1 т/сут. В результате проведенных работ получено:
- скважина №218 - получен приток безводной нефти дебитом 17 м3/сут (15,1 т/сут) при ΔР=67 атм (Кпрод=0,261 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 6 т/сут; - скважина №203 - получен приток безводной нефти дебитом 16 м3/сут (14,2 т/сут) при ΔР=72 атм (Кпрод=0,254 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 5,1 т/сут.
Таким образом, заявляемый способ обработки призабойной зоны пласта обладает следующими преимуществами:
- кумулятивная перфорация в открытом стволе позволяет увеличить глубину проникновения в породу за счет отсутствия дополнительных сопротивлений в виде эксплуатационной колонны и цементного камня;
- совмещение первичного и вторичного вскрытия скважины приводит к повышению призводительности скважины;
- используемый в способе АЭС стабилен в течение длительного времени, обладает повышенной вязкостью и устойчив к воздействию нефти, не кольматирует пласт и полностью выводится из зоны блокировки после проведения обработки.
Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, отличающийся тем, что первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| МИА-пром марка К | 5,0-43,0 |
| Нитрит натрия | 4,0-26,0 |
| Мочевина | 5,0-37,0 |
| Вода | остальное |
