способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающий закачку кислоты через скважину в зоне продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине, отличающийся тем, что в зону продуктивного пласта закачивают кислоту, или кислоту с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором и органический растворитель, или органический растворитель с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием призабойной зоны скважины и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону продуктивного пласта дополнительно закачивают разглинизатор и/или гидрофобизатор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, эксплуатирующих терригенные низкопроницаемые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны, и освоения скважин.

В условиях низкопроницаемых пластов продуктивность (приемистость) скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта (подразумевается ее удаленная часть) из-за резкого увеличения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта (ПЗП) в режиме плоскорадиальной фильтрации жидкости.

Падение продуктивности скважин с высокопроницаемыми пластами связано с ухудшением гидродинамических характеристик ПЗП вследствие снижения проницаемости прискважинной зоны пласта, вызванного техногенными факторами. Основными причинами этого являются загрязнение прискважинной части ПЗП дисперсными компонентами бурового раствора и технологических жидкостей в процессе вскрытия пласта и освоения скважины, уплотнение пород в призабойной зоне за счет гидровоздействия, разбухание глинистого цемента породы-коллектора, увеличение водонасыщенности коллектора и снижение фазовой проницаемости по нефти, выпадение солей и асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

Для увеличения или востановления проницаемости соответственно низко- и высокопроницаемых пластов применяют различные методы. Наиболее распространенными являются физико-химические методы обработки призабойной зоны (ОПЗ) с использованием различных кислотных составов и растворителей (Г.З. Ибрагимов, К. С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов "Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти", М., Недра, 1991, с. 22 - 38). Однако их эффективность невысока из-за недостаточной степени воздействия на ПЗП вследствие применения небольших объемов химреагентов.

Известен способ ОПЗ при помощи депрессионого воздействия на ПЗП (Р.С. Яремийчук, Ю. Д. Качмар "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин", Львов, Высшая школа, 1982, 152 с.). Способ также недостаточно эффективен ввиду того, что не позволяет полностью очистить ПЗП от частиц разрушенной породы, загрязнений, особенно агломерированных и имеющих большие размеры, превышающие размеры поровых каналов.

Известен способ ОПЗ с использованием физико-химического воздействия, в котором объем используемого реагента, следовательно глубина обработки, рассчитывается исходя из оценки фильтрационных характеристик пласта ("Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза", РД 39-0147035-254-88р, ВНИИнефть, СибНИИП). Он также недостаточно эффективен ввиду того, что в способе применяется реагент только одной функциональной назначенности. Это не обеспечивает удаления из ПЗП всех видов загрязнений и частиц разрушенной породы и не позволяет, таким образом, значительно увеличить проницаемость пласта.

Наиболее близким аналогом изобретения к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см, например, "Инструкцию по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов", РД 39-2-1306-86. М. , Министерство нефтяной промышленности, 1985). Известный способ недостаточно эффективен из-за небольшого объема применяемого кислотного состава и монофункциональности применяемого химреагента, что не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки ПЗП.

Техническим результатом изобретения является создание высокоэффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта с низко- или высокопроницаемыми коллекторами, позволяющего за счет сочетания закачки химреагента различной функциональной назначенности с депрессионным воздействием достичь гидродинамического сверхсовершенства скважины, позволяющего повысить ее продуктивность.

При этом под гидродинамическим сверхсовершенством скважины подразумевается превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в призабойной зоне.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающем закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине, согласно изобретению в зону продуктивного пласта закачивают кислоту или кислоту с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием скважины и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя.

Кроме того, в зону продуктивного пласта дополнительно закачивают разглинизатор и/или гидрофобизатор.

Поставленная задача решается путем создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта циклическим воздействием, включающего закачку химреагента в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии, причем воздействие осуществляется использованием химреагентов различной функциональной назначенности до достижения гидродинамического сверхсовершенства скважины. В качестве химреагентов различной функциональной назначенности используют кислотные составы, органические растворители, реагенты разглинизации на основе неорганических солей, гидрофобизаторы на основе катионных поверхностно-активные вещества (ПАВ) и деэмульгаторы.

Для выполнения технологии могут быть использованы, например, следующие кислоты:

- кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 6-01-714-87, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-05765670-ОП-212-95;

- кислота фтористоводородная (плавиковая) по ГОСТ 2567-89, ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ТУ 6-08-397-77;

- ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82;

- смесь кислот: кислоты кремнефтористоводородной технической - отхода производства фосфорных удобрений, фтористого водорода и хладона по ТУ 113-08-555-84 и кислоты соляной, ингибированной по ТУ 6-01-04689381-85-92, в объемном соотношении 1 : 1.

Кислотные составы по реакционной способности подразделяются на составы жесткого и умеренного действия. Кислотный состав жесткого действия содержит соляную и плавиковую кислоты концентрацией соответственно 17 - 22 и 2 - 5% (по массе). Кислотный состав умеренного действия содержит соляную и плавиковую кислоты концентрацией соответственно 12 - 22 и 2 - 5% (по массе) и ПАВ или деэмульгатор в количестве 0,05 - 2,0% (по массе). Кислотный состав умеренного действия обязательно проталкивается вглубь пласта пресной или технической водой (вода для заводнения нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88) объемом 1 - 2,5 объема кислотного состава. Концентрации кислот в кислотных составах подбираются исходя из вещественного и минералогического составов породы-коллектора. Закачка кислотного раствора способствует растворению и диспергированию силикатной, карбонатной и глинистой составляющих породы.

В технологии в качестве органических растворителей могут быть использованы, например:

- углеводородные растворители, такие как гексановая фракция по ТУ 38-10388-93, "Широкая фракция легких углеводородов" (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-83. "Фракция бензиновая прямогонная" по ТУ 38.601-09-166-91, дистиллат и конденсат - продукты первичной переработки нефти на УКПН нефтепромыслов;

- спиртовые растворители, такие как кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85, флотореагент - оксаль по ТУ 2452-029-05766801-94, отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера по ТУ 38.303-04-25-94, жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83, метанольная фракция по СТП 145-95 (ОАО "Химпром"), головная фракция производства бутиловых спиртов по ТУ 39-9794688-002-89, пирановая фракция по ТУ 38.602-09-13-90;

-ароматические растворители, такие как Нефрас-А-120/1200 по ТУ 38.101809-90, Нефрас С4-155/200 по ГОСТ 3134-78, сольвент - нефтяной растворитель по ТУ 38.1014049-87Е, бутилбензольная фракция по ТУ 38.10297-78.

В органические растворители могут быть добавлены ПАВ или деэмульгаторы в количестве 0,05 - 0,5% (по массе).

Введение органического растворителя способствует удалению пленочной нефти и АСПО, наличие которых в ПЗП снижает проницаемость этой нефти, затрудняет последующее проведение кислотных обработок с целью разрушения загрязнений минерального происхождения и воздействия на скелет породы.

В качестве реагентов разглинизации могут быть использованы, например, бисульфат натрия по ГОСТ 6053-77, или кальцинированная сода по ГОСТ 5100-85Е, или гидросульфит натрия по ГОСТ 246-67, или хлорид аммония по ГОСТ 2210-51.

Реагенты разглинизации в ПЗП закачиваются в виде водных растворов концентрацией 8 - 12% (по массе).

Реагенты разглинизации способствуют диспергированию и, отчасти, структурному разрушению глинистой компоненты породы и глины, привнесенной в ПЗП при бурении скважины.

В качестве гидрофобизатора могут быть использованы, например, катионные ПАВ, такие как Катапин АБ по ТУ 6-01-816-75, Катапин по ТУ 6-01-816-75, Дон-52 по ТУ 2484-006-04706205-93, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89.

Гидрофобизаторы в ПЗП закачиваются в виде водных растворов концентраций 0,2 - 3,0% (по массе).

Гидрофобизаторы используют в условиях недонасыщенных нефтью пластов, т. е. при наличии рыхло связанной воды. Гидрофобизаторы способствуют улучшению фазовой проницаемости ПЗП для нефти, тем самым существенно снижая гидравлические потери в этой зоне.

В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ₉-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ₉-6, АФ₉-4 по ТУ 38.50724-87, Сульфанол НП-3 по ТУ 84-509-81.

В качестве деэмульгатора могут быть использованы, например, водорастворимые Дипроксамин 157-65М по ТУ 38.1011128-87, Реапон-4В по ТУ 2226-005-10488057-94, другие отечественные и зарубежные аналоги (Дисолван, Сепарол и др. ), наиболее эффективно применяемые для разрушения водонефтяной эмульсии при подготовке нефти конкретного нефтепромыслового объекта (месторождений). В качестве нефтерастворимого деэмульгатора используют, например, СНПХ-4480 по ТУ 39-05765670-00-220-96 и др. Нефтерастворимый деэмульгатор добавляется в углеводородные и ароматические растворители.

Применение ПАВ и деэмульгаторов способствует улучшению условий закачки реагентов в пласт и более легкому удалению отработанных продуктов реакции и загрязнений пласта.

Объемы закачиваемых реагентов различной функциональной назначенности определяются исходя из радиусов обрабатываемых зон, определяемых на основании данных, полученных в результате гидродинамических исследований. Путем интерпретации данных гидродинамических исследований (КВД-кривой восстановления давления для добывающих и КПД-кривой падения давления для нагнетательных скважин) определяют радиусы измененной проницаемости (P_п, см) в ПЗП и радиус активного дренирования (P_а, см) пласта по следующим формулам:



где ₁, ₂ - соответственно пьезопроводность пласта, определяемая по начальному и конечному участкам КВД (КПД), см²/с;

T₁ - время, соответствующее точке перегиба КВД (КПД), с;

T₂ - время полного восстановления давления, с.

Объемы закачки химреагентов (V, м³) определяют по формуле



где P_x - значения P_п или P_а, определяемые по формулам 1, 2, м;

m - коэффициент пористости, доля единицы;

h - эффективная работающая толщина пласта, определяемая по данным промысловых геофизических исследований, м.

Для расчета объемов кислотного состава жесткого действия, органического растворителя, разглинизатора берут значения P_п, а для расчета объема кислотного состава умеренного действия, включая объем воды для проталкивания в глубь пласта, берут значение P_а, а истинный объем кислотного состава умеренного действия составляет 0,3 - 0,5 от расчетного значения.

Для депрессивного воздействия используют струйные (эжекционные) насосы марок УОС-1, УЭОС, НСС, УГИП и т.п. Для депрессионного воздействия могут быть использованы методы свабирования, снижения уровня жидкости в скважине, компрессирование при помощи инертных газов, заменой скважинной жидкости ценными системами и другие используемые в нефтепромысловой практике технологические приемы.

Способ осуществляют следующим образом:

В скважину спускают колонну НКТ (насосно-компрессорные трубы), скомпанованную струйным насосом, пакером и забойным фильтром, устанавливаемых на расчетных глубинах. (В случае использования для депрессионного воздействия метода свабирования в скважину спускают колонну НКТ из шаблонированных труб и пакера, а при создании депрессии методом компрессирования на расчетных глубинах устанавливают два мандреля или перепускных клапана). При помощи насосных агрегатов осуществляют продавку в пласт расчетного объема органического растворителя с добавкой ПАВ или деэмульгатора пресной или технической водой или нефтью. После выдержки в течение 12 часов при помощи струйного насоса или упомянутых выше способов осуществляют депрессионное воздействие на пласт для извлечения всего объема отработанного растворителя и продуктов реакции. Затем продавливают пресной или технической водой в пласт последовательно соляную кислоту концентрацией 22 - 24% (по массе) с добавкой ПАВ или деэмульгатора в объеме, рассчитанном исходя из расхода 0,5 м³ на один метр эффективной работающей толщины пласта, кислотный состав жесткого действия в расчетном объеме.

После вдержки на реакцию в течение 6 - 12 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения из пласта всего объема отработанных соляной кислоты и кислотного состава, продуктов реакции и частиц загрязнений. Затем в пласт продавливают расчетный объем разглинизатора с добавкой ПАВ или деэмульгатора и пресной или технической водой. После выдержки на реакцию в течение 6 - 8 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения отработанного реагента и продуктов реакции, - диспергированных глинистых частиц. Затем в пласт продавливают последовательно расчетные объемы кислотного состава умеренного действия с добавкой ПАВ или деэмульгатора и пресной или технической воды. Продавку осуществляют пресной или технической водой. После выдержки на реакцию в течение 2 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения из пласта всего объема отработанного кислотного состава, включая задавленную в пласт воду, и продуктов реакции. Затем в пласт продавливают расчетный объем водного раствора гидрофобизатора пресной или технической водой. После выдержки в течение 6 - 8 часов осуществляют депрессионное воздействие для извлечения всего объема отработанного гидрофобизатора. После этого проводят промысловые геофизические исследования скважины, определяют ее продуктивность, опускают в скважину соответствующий насос (за исключением случаев выхода скважин на режим фонтанирования после обработки) и вводят ее в эксплуатацию.

Последовательность технологических операций по закачке химреагентов различной функциональной назначенности может быть иной и из технологических операций могут быть исключены задавки в ПЗП разглинизатора и/или гидрофобизатора. Конкретную последовательность применяемых химреагентов определяют по диагностике состояния ПЗП исходя из геолого-физических характеристик пласта, его вещественного и минералогического составов и предыстории скважины.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет целенаправленного химического воздействия химреагентами различной функциональной назначенности с последующим депрессионным воздействием для извлечения продуктов реакции более эффективно обработать призабойную зону пласта до достижения гидродинамического сверхсовершенства скважины.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке ПЗП.

Приводим конкретный промышленный пример осуществления способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

Пример 1.

Способ реализован на действующей добывающей скважине 2086, эксплуатирующей пласт БС_18-20 Быстринского месторождения. Эффективная работающая толщина пласта 3,4 м. Пласт низкопроницаемый. Скважина эксплуатируется с ШГН. Дебит скважины по жидкости 8,0 т/сут, обводненность - 56,8%.

В скважину спускают колонну НКТ, скомпанованную струйным насосом УОС-1, пакером и забойным фильтром с установкой башмака колонны в середине интервала перфорации.

При помощи насосных агрегатов в пласт задавливают 10 м³ органического растворителя ШФЛУ. После технологической выдержки на реакцию в течение 12 часов осуществляют циклическое депрессивное воздействие (12 циклов) и извлекают из пласта 10 м³ отработанного ШФЛУ с диспергированными и растворенными компонентами АСПО. В пласт последовательно задавливают буфер из 3,5 м³ соляной кислоты 24% концентрации (по массе) с добавлением Неонола АФ₉-12 с содержанием 0,5% (по массе) и 6,5 м³ кислотного состава с содержанием 22% (по массе) соляной кислоты и 3% (по массе) плавиковой кислоты. Проводят технологическую выдержку на реакцию в течение 12 часов. Осуществляют депрессионное воздействие и извлекают 10 м³ отработанных реагентов с продуктами реакции. Их анализ показал отсутствие глинистых компонентов. В пласт последовательно задавливают 18 м³ кислотного состава с содержанием 22% (по массе) соляной и 3% (по массе) плавиковой кисот, 0,7% (по массе) Неонола АФ₉-12 и 36 м³ технической воды. Осуществляют технологическую выдержку с течение 2 часов. Депрессивным воздействием извлекают из пласта 54 м³ отработанного реагента с водой и продуктами реакции. В конце депрессионного воздействия скважина вышла на режим фонтанирования. Скважину запускают в работу фонтанным способом. Дебит по жидкости составил 48,6 м³/сут, обводненность 51,3%.

Примеры 2 - 12.

Соответственно осуществлены на скважинах 3118, 3129, 3117 Быстринского месторождения, пласт БС 18-20; 5612, 1480, 24401 Ромашкинского месторождения, пласт Д₁, 5417 Южно-Ягунском месторождении, пласт ЮС-1; 73, 56 Маслиховского месторождения, 12915^а, 24401 Ромашкинского месторождения, пласт Д₁, 3061 (прототип) Быстринского месторождения, пласт БС-18-20. Обработку проводят аналогично описанном в примере 1, изменяя согласно формуле изобретения используемые химреагенты. Геолого-промысловые характеристики скважин, основные технологические параметры обработок по примерам 1 - 12 и их эффективность (коэффициенты продуктивности) представлены в таблице.

Из представленных в таблице данных видно, что использование заявленного способа позволяет достичь гидродинамического сверхсовершенства скважины, обеспечивая многократное повышение ее продуктивности.