способ интенсификации притока углеводородов к скважине

Формула изобретения

Способ интенсификации притока углеводородов к скважине, включающий установку в скважине насосно-компрессорных труб, определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, обработку прискважинной части продуктивного пласта химическими реагентами, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами и очистку призабойной части пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу, отличающийся тем, что перед обработкой прискважинной части пласта химическими реагентами и после подачи в нее каждого химического реагента закачиванием газа в прискважинной части пласта создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области скважинной разработки месторождений нефти и газа и может быть использовано для увеличения продуктивности эксплуатационных скважин.

Известен способ обработки пласта, заключающийся в удалении фильтрата бурового раствора из призабойной зоны вглубь пласта путем закачки в пласт обратной нефтяной эмульсии в объеме, равном 3-5 объемам проникшего фильтрата, при этом вязкость раствора по мере закачки изменяют от вязкости фильтрата бурового раствора до вязкости пластовой нефти /1/.

Недостатком этого способа является невозможность его использования для интенсификации притока углеводородов к скважине при скоплении в призабойной зоне тяжелых углеводородов, которые при закачке нефтяной эмульсии не могут быть оттеснены вглубь пласта из-за их высоких вязкости, поверхностных и молекулярно-капилярных связей с горными породами.

Наиболее близким к описываемому способу является метод химического воздействия на пласт, включающий определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, подбор химических реагентов (на основании определения свойств пород и пластовых флюидов), закачку их по насосно-компрессорным трубам в прискважинную часть продуктивного пласта, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами и очистку призабойной части пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу /2/.

К недостаткам данного способа интенсификации притока следует отнести то, что при его реализации может быть осложнена очистка обрабатываемой зоны пласта от продуктов реакции применяемых химических реагентов с горными породами и пластовыми флюидами, особенно в низкопродуктивных пластах, поскольку при пуске скважины в работу создаваемые скорости движения пластовых флюидов могут быть недостаточны для выноса из прискважинной зоны пласта продуктов реакции.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности способа интенсификации притока углеводородов к скважине.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа интенсификации притока углеводородов к скважине, включающего установку в скважине насосно-компрессорных труб, определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, обработку прискважинной части продуктивного пласта химическими реагентами, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами и очистку призабойной части пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу, согласно изобретению перед обработкой прискважинной части пласта химическими реагентами и после подачи в нее каждого химического реагента закачиванием газа в прискважинной части пласта создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, превышающего по величине пластовое давление.

На чертеже показана схема реализации способа интенсификации притока углеводородов к скважине: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - продуктивный пласт, Г1, Г2, Г3 - порции газа, РХ1, РХ2 - порции химических реагентов.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин возникает необходимость в интенсификации притока углеводородов. Причиной этой необходимости может быть: скопление наиболее тяжелых компонентов пластовой нефти в пористом пространстве призабойной зоны скважин при их эксплуатации, скопление газового конденсата в призабойной зоне при ретроградных процессах при разработке газоконденсатных месторождений, скопление конденсационной влаги, попадание в прискважинную зону продуктивных пластов фильтрата бурового раствора, изначально низкие фильтрационные параметры продуктивного пласта и др. По описываемому способу для улучшения фильтрационных параметров эксплуатационной скважины в нее первоначально закачивают первую порцию газа (на чертеже Г1). Газ, попадая в прискважинную зону продуктивного пласта, оттесняет пластовый флюид вглубь пласта от забоя скважины. После порции газа в скважину подается первая порция химического реагента (на чертеже РХ1). Поскольку первая порция газа оттеснила пластовый флюид из прискважинной части пласта, то химический реагент вступает в реакцию непосредственно с агентом, выпавшим в поровом пространстве прискважинной части пласта и с породами продуктивного пласта. Далее в скважину подается вторая порция газа Г2, которая оттесняет от забоя скважины ранее закачанные порции газа и химического реагента, увеличивая глубину обрабатываемой зоны пласта. Кроме того, газ второй порции растворяется в продуктах реакции первой порции химического реагента и остатках пластового флюида, уменьшая вязкость получаемой смеси. Последовательно закачиваемые порции химических реагентов и газа (число которых зависит от решаемой задачи) с давлением, превышающим пластовое, позволяют наиболее эффективно растворять вещества, ухудшающие фильтрационные параметры прискважинной части пласта, и уменьшать вязкость получаемой смеси флюидов. После выдержки скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами скважина запускается в работу. Так как последней порцией, подаваемой в скважину, является порция газа (на чертеже Г3), то при пуске скважины имеется возможность создавать широкий диапазон депрессий на пласт, обеспечивая эффективную очистку призабойной зоны от продуктов реакции. При этом эффективность очистки дополнительно повышается за счет движения к забою скважины порций газа, находящихся в прискважинной части пласта под давлением.

Пример реализации способа.

В нефтяной скважине глубиной H = 2000 м, эксплуатирующей пласт толщиной h = 10 м, сложенный карбонатными породами, необходимо произвести интенсификацию притока путем очистки призабойной зоны от отложений тяжелых углеводородов (парафинов). В качестве реагентов для очистки призабойной зоны используем растворитель (подогретое дизельное топливо) и раствор соляной кислоты. Начальная пористость пласта m = 0,15, радиус обработки призабойной зоны пласта R = 5 м, пластовое давление P_пл = 20 МПа, пластовая температура T_пл = 340К, внутренний диаметр НКТ D_НКТ = 0,062 м. Определяем:

- объем первой порции газа (при нормальных условиях - P₀ и T₀); поскольку этой порцией газа мы вытесняем пластовый флюид из объема порового пространства обрабатываемой зоны, то считаем, что толщина оторочки из первой порции газа в конце циклов закачки всех порций составляет 0,2 м:



- объем порции дизельного топлива (РХ1); приравниваем объем этой порции, как и двух последующий закачиваемых порций - Г2 и РХ2, одной трети объема порового пространства обрабатываемой зоны:



- объем второй порции газа при нормальных условиях:



- радиус зоны, обрабатываемой раствором соляной кислоты (РХ2 = 40 м³), если

раствор кислоты продавливаем в пласт газом на глубину R_Г3 = 1 м :



- объем третьей порции газа при нормальных условиях (с учетом продавливания кислоты в пласт и заполнения колонны НКТ, приравнивая средние значения давления и температуры пластовым параметрам):

Г3 = (R²_гзhm+HDнкт²/4)(PплT₀/P₀Tплz) = 2030 м³

Последовательно закачиваем в скважину и продавливаем в призабойную зону продуктивного пласта расчетные порции газа и реагентов по технологии, описанной выше и показанной на чертеже. Первая порция газа Г1 при движении в призабойной зоне оттесняет в пласт нефть, поэтому закачиваемая порция подогретого дизельного топлива (порция РХ1) контактирует и растворяет преимущественно парафиновые отложения на стенках порового пространства призабойной зоны. Вторая порция газа оттесняет порцию дизельного топлива дальше в пласт, увеличивая тем самым радиус обрабатываемой зоны растворителем и освобождая поровое пространство для второго химического реагента (РХ2) - раствора соляной кислоты, которая, вступая в реакцию с карбонатными породами продуктивного пласта, очищенными от парафина и пластового флюида, дополнительно увеличивает фильтрационные параметры призабойной зоны. После выдержки пласта на время реакции соляной кислоты с горными породами скважина запускается в работу. Порции газа, закачанные в призабойную зону, частично растворяются в пластовом флюиде и в продуктах реакции закачиваемых химических реагентов (РХ1 и РХ2), поэтому указанные флюиды становятся менее вязкими и более полно извлекаются из призабойной зоны совместно с пластовой нефтью при пуске скважины в работу.

Использование данного способа позволяют успешно решать вопросы интенсификации притока углеводородов к скважине за счет высокой эффективности осуществляемых химических реакций в призабойной зоне и очистки ее от продуктов реакций при пуске скважины после проведения интенсификационных работ.

Литература

1. Патент РФ N 1063988, кл. E 21 B 43/25, приоритет 02.03.1982.

2. Минеев Б. П. , Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981, С. 163 - 183.