способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие с использованием гидродинамического генератора колебаний, снижение давления на забое скважины ниже пластового с одновременным виброволновым воздействием и повышение давления в отсутствие воздействия, отличающийся тем, что снижение давления и его повышение производят циклически, при этом в начальном, конечном и хотя бы в одном промежуточном циклах повышения давления производят гидродинамическое тестирование призабойной зоны скважины, например, ступенчатым изменением давления и расхода жидкости, на основании которого осуществляют настройку режима обработки, например, расходно-напорных и временных параметров циклов, в цикле понижения давления производят корректировку режима обработки, например, по объемному балансу нагнетаемой и выходящей жидкостей, разности их расходов и параметрам последней, по совокупности всех вышеуказанных параметров принимают решение о необходимости закачивания реагента, по крайней мере, в одном из циклов повышения давления, и/или судят о целесообразности прекращения циклов обработки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в ходе обработки дополнительно производят замеры термодинамических забойных параметров, например давления и температуры.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что контролируют физико-химические параметры выходящей жидкости, например содержание и состав механических и жидких кольматантов, содержание нефтяной и газовых фаз.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют настройку амплитудно-частотных параметров обработки.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что снижение давления на забое осуществляют струйным насосом, геометрические параметры которого определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его гидропроводности, расхода жидкости через генератор, плотности и вязкости рабочей и пластовой жидкостей, конструктивных параметров скважины.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что снижение давления на забое осуществляют заполнением скважины газожидкостной пеной, получаемой на забое при использовании в качестве рабочей жидкости генератора смесей жидкостей с газами, газосодержание которых определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его толщины, пластового давления, допустимой степени снижения забойного давления.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором, выполненным на основе одной или спаренных вихревых центробежных форсунок не менее, чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором, у которого амплитуда и частота генерируемых колебаний изменяются в зависимости от перепада давления.

9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что перед обработкой скважины определяют глубину, раскрытие и количество предварительно созданных или уже существующих в призабойной зоне трещин или каналов, имеющих гидравлическую связь со скважиной, проводят исследование свойств скважинной жидкости, определяют ее плотность и сжимаемость, а виброволновое воздействие упругими колебаниями осуществляют в интервале перфорации с резонансной частотой, вычисляемой по совокупности вышеописанных параметров в зависимости от диаметра скважины, ее глубины и глубины установки пакера.

10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что предварительно определяют для нефтенасыщенных и вмещающих пород коэффициенты пористости, плотности, сжимаемости, модули сдвига материала породы, сжимаемости порового скелета породы, плотности, динамические вязкости и сжимаемости насыщающих флюидов, а виброволновое воздействие осуществляют на частоте волноводного распространения упругих волн в продуктивном пласте, которая определяется по картинам пространственно-энергетического распределения поля упругих колебаний в пласте, вычисляемым с использованием вышеописанных параметров.

11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что изменение частоты осуществляют в диапазоне 5-800 Гц с амплитудами колебаний на границе зоны эффективного воздействия в глубине пласте не менее 0,01 МПа.

12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что в качестве реагента используют растворы поверхностно-активных веществ, химреагентов с кислой или щелочной реакцией, углеводородные растворители или их композиции.

13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что в карбонатных пластах в последовательности циклов снижения и повышения давления производят последовательную многократную закачку соляной кислоты или ее растворов и/или нефтекислотной эмульсии и растворителя.

14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что в завершающем цикле повышения давления закачивают осадкообразующие или гелеобразующие композиции.

15. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что обработку скважины завершают заполнением скважины обратной водонефтяной эмульсией, приготовляемой на забое или на устье скважины при прокачке водонефтяных смесей через вихревой гидродинамический генератор.

16. Способ по любому из пп.1-13, 15, отличающийся тем, что в одном из циклов повышения давления закачкой жидкости через генератор колебаний производят гидроразрыв пласта с возможностью закрепления трещин от смыкания.

17. Способ по любому из пп.1-16, отличающийся тем, что производят непрерывный контроль во времени гидродинамических и других параметров, например, плотности, температуры, вязкости рабочей жидкости, с помощью автоматизированного многоканального регистрирующего устройства, например, на базе микропроцессорной техники.

18. Способ по любому из пп.1-17, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором, установленным на спускаемой в скважину гибкой трубе.

19. Способ по любому из пп.1-18, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют в сочетании с воздействием теплом и/или физическими полями, например, магнитным, электрическим, электромагнитным.

20. Способ по любому из пп.1-19, отличающийся тем, что скважину пускают в эксплуатацию через генератор, установленный на забое.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматирующих материалов при освоении, реанимации и повышении продуктивности скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки, а также наклонно-горизонтальных скважин и вторых стволов действующих скважин, водозаборных скважин, кроме того, может быть использовано в горной промышленности для инициирования и интенсификации скважинной гидродобычи полезных ископаемых, железных руд, молибдена, алмазов и др.

Известен способ многоциклового импульсного воздействия на пласт с очисткой прискважинной зоны (Патент РФ 2136874, кл. Е 21 В 43/25, опубл. в Б. И. 25, 1999 г.). Недостатком известного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны в осложненных условиях эксплуатации скважин из-за кратковременности циклов репрессионно-депрессионного воздействия и их сильного затухания во времени.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта (Патент РФ 2128770, кл. Е 21 В 43/25, опубл. в Б.И. 10, 1999 г.), согласно которому на начальном этапе цикла обработки повышают давление на забое скважины, ограничивая его величиной давления гидроразрыва пласта, и поддерживают его в течение времени, необходимого для установления пьезометрической кривой. После репрессии быстро снижают давление на забое ниже пластового, при этом производят виброволновое воздействие гидродинамическим генератором. Недостатком известного способа является не очень высокая эффективность обработки, связанная с несогласованностью осуществляемого репрессионно-депрессионного и виброволнового воздействий с происходящим в процессе обработки изменением состояния призабойной зоны, что не позволяет вносить в технологические режимы необходимые поправки, производить оптимальное назначение каких-либо дополнительных операций, рационально ограничивать время обработки и осуществлять эффективный ввод скважины в эксплуатацию после нее, снижать энергозатраты. Это также сужает область применения метода по объектам и условиям пластов.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет управления режимами обработки, обеспечения оптимальных показателей депрессионного и виброволнового воздействий на основе контролируемых параметров, характеризующих изменения фильтрационных свойств призабойной зоны, расширение области применения по категориям скважин и продуктивным пластам, снижение энергозатрат.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем виброволновое воздействие с использованием гидродинамического генератора, снижение давления на забое скважины ниже пластового с одновременным виброволновым воздействием и повышение давления в отсутствие воздействия, согласно изобретению снижение давления и его повышение производят циклически, при этом в начальном, конечном и хотя бы в одном промежуточном циклах повышения давления производят гидродинамическое тестирование призабойной зоны скважины, например, ступенчатым изменением давления и расхода жидкости, на основании которого осуществляют настройку режима обработки, например, расходно-напорных и временных параметров циклов, в цикле понижения давления производят корректировку режима обработки, например, по объемному балансу нагнетаемой и выходящей жидкостей, разности их расходов и параметрам последней, по совокупности всех вышеуказанных параметров принимают решение о необходимости закачивания реагентов, по крайней мере, в одном из циклов повышения давления и/или судят о целесообразности прекращения циклов обработки.

При этом возможно, что:

а) в ходе обработки дополнительно производят замеры термодинамических забойных параметров, например давления и температуры;

б) контролируют физико-химические параметры выходящей жидкости, например содержание и состав механических и жидких кольматантов, содержание нефтяной и/или газовых фаз;

в) дополнительно осуществляют настройку амплитудно-частотных параметров обработки;

г) снижение давления на забое осуществляют струйным насосом, геометрические параметры которого определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его гидропроводности, расхода жидкости через генератор, плотности и вязкости рабочей и пластовой жидкостей, конструктивных параметров скважины;

д) снижение давления на забое осуществляют заполнением скважины газожидкостной пеной, получаемой на забое при использовании в качестве рабочей жидкости генератора смесей жидкостей с газами, газосодержание которых определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его толщины, пластового давления, допустимой степени снижения забойного давления;

e) виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором, выполненным на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки;

ж) используют гидродинамический генератор, у которого амплитуда и частота генерируемых колебаний изменяется в зависимости от перепада давления;

з) перед обработкой скважины определяют глубину, раскрытие и количество предварительно созданных или уже существующих в призабойной зоне трещин или каналов, имеющих гидравлическую связь со скважиной, проводят исследование свойств скважинной жидкости, определяют ее плотность и сжимаемость, а виброволновое воздействие упругими колебаниями осуществляют в интервале перфорации с резонансной частотой, вычисляемой по совокупности вышеописанных параметров в зависимости от диаметра скважины, ее глубины и глубины установки пакера;

и) предварительно определяют для нефтенасыщенных и вмещающих пород коэффициенты пористости, плотности, сжимаемости, модули сдвига материала породы, сжимаемости порового скелета породы, плотности, динамические вязкости и сжимаемости насыщающих флюидов, а виброволновое воздействие осуществляют на частоте волноводного распространения упругих волн в продуктивном пласте, которая вычисляется с использованием вышеописанных параметров;

к) изменение частоты осуществляют в диапазоне 5-800 Гц с амплитудами колебаний на границе зоны эффективного воздействия в глубине пласта не менее 0,01 МПа;

л) в качестве реагента используют водные растворы поверхностно-активных веществ, химреагенты с кислой или щелочной реакцией, углеводородные растворители или их композиции;

м) в карбонатных пластах в последовательности циклов снижения и повышения давления производят последовательную многократную закачку соляной кислоты или ее растворов и/или нефтекислотной эмульсии и растворителя;

н) в завершающем цикле повышения давления закачивают осадкообразующие или гелеобразующие композиции;

о) обработку скважины завершают заполнением скважины обратной водонефтяной эмульсией, приготовляемой на забое или на устье скважины при прокачке водонефтяных смесей через вихревой гидродинамический генератор;

п) в одном из циклов повышения давления закачкой рабочей жидкости через генератор колебаний производят гидроразрыв пласта с возможностью закрепления трещин от смыкания;

p) производят непрерывный контроль во времени гидродинамических параметров с помощью автоматизированного многоканального регистрирующего устройства, например на базе микропроцессорной техники;

с) виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором, установленным на спускаемой в скважину гибкой трубе.

Сущность предлагаемого изобретения состоит в циклически повторяющемся репрессионно-депрессионном и виброволновом воздействии, при этом для обеспечения оптимальных показателей данных воздействий в начале обработки получается информация о текущем состоянии призабойной зоны скважины. Гидродинамическое тестирование, осуществляемое, например, ступенчатым повышением давления закачки, позволяет определять индикаторные диаграммы и с использованием автоматизированных систем и компьютерной техники оперативно оценивать фильтрационные характеристики, например коэффициент продуктивности и/или гидропроводность скважины, и изменением напорных и расходных параметров закачки рабочей жидкости осуществлять настройку работы гидродинамического генератора на оптимальный режим работы. Кроме того, оцениваются уровни поглощения и притока, что позволяет определять оптимальные величины создаваемых циклов репрессий и депрессий на пласт, продолжительность этих циклов и осуществлять наиболее полный охват призабойной зоны по глубине требуемым уровнем депресии.

При оптимальном режиме работы генератора происходит резонансное возбуждение скважинной и пластовой систем и наиболее полная передача упругой колебательной энергии в пласт. Наряду с глубоким охватом призабойной зоны по глубине необходимым уровнем депрессии это приводит к наиболее глубокому и эффективному воздействию на пласт.

При этом в терригенных коллекторах происходит:

- снижение прочности "наполнителей" пористой среды, кольматирующего материала, глинистых включений и очистка поровых каналов коллекторов, устранение блокирующего влияния остаточных фаз газа, нефти и воды, инициирование фильтрации флюидов в неохваченных пропластках и зонах, повышение охвата пласта как по толщине, так и по простиранию;

- улучшение фильтрационных характеристик заглинизированных коллекторов,

- более быстрое и глубокое проникновение растворов химических реагентов, пен и эмульсий в пласт,

- выравнивание скоростей реакции в зонах с различной фазовой насыщенностью,

- эффективное растворение и вынос карбонатного цемента и глинистого вещества, а также вторичных продуктов реакции из призабойной зоны,

- повышение эффективности взаимодействия растворителей с поверхностью скелета породы и очистка призабойной зоны от асфальто-смолисто-парафиновых отложений.

В карбонатных коллекторах происходит:

- более быстрое и глубокое проникновение растворов химических реагентов, пен и эмульсий в пласт, при этом за счет ускорения проникновения их в поры и трещины продуктивных пород происходит увеличение глубины и эффективности обработки пласта без применения специальных химических замедлителей реакции;

- выравнивание скоростей реакций в водо- и нефтяных зонах;

- расширение существующих и создание новых микротрещин в призабойной зоне;

- эффективное взаимодействие реагентов и растворителей с поверхностью скелета породы;

- очистка призабойной зоны от асфальто-смолисто-парафиновых отложений;

- растворение и вынос карбонатной составляющей без накопления нерастворимых вторичных продуктов реакций в порах пласта;

- выравнивание профиля притока и приемистости.

При создании необходимого уровня депрессии загрязняющие компоненты эффективно выносятся фильтрационным потоком в скважину и удаляются с потоком жидкости на устье. Достигается максимальный радиус глубины эффективной обработки скважины.

В ходе обработки в циклах понижения давления производят корректировку описанных режимных параметров обработки, например, по объемному балансу нагнетаемой и выходящей жидкостей, разности их расходов и оцениваемым параметрам выходящей из скважины жидкости Данная корректировка оперативно учитывает происходящие в призабойной зоне изменения и позволяет осуществлять оптимальное управление обработкой на основе "отклика" скважины на воздействие. Для уточнения поступающей информации может повторяться гидродинамическое тестирование. Получаемая в ходе обработки информация позволяет выносить заключение о необходимости закачивания реагента, по крайней мере, в одном из циклов повышения давления и судить по достижении определенных фильтрационных показателей призабойной зоны о целесообразности прекращения циклов обработки.

Сочетание вышеописанных операций позволяет расширить область применения способа по категориям скважин и условиям залегания продуктивных пластов. Могут эффективно обрабатываться скважины, для которых геолого-технологическая информация о состоянии продуктивного пласта неполна или отсутствует, разведочные скважины, водозаборные скважины, скважины, вскрывающие месторождения твердых полезных ископаемых, железных руд и т.д.

Благодаря оптимальному назначению времени циклов и контрольному завершению обработки существенно экономятся энергозатраты на ее проведение.

Целесообразно в ходе обработки дополнительно производить замеры термодинамических забойных параметров, например давления и температуры. Получаемая информация позволяет наиболее полно оценивать показатели цикла репрессии и депрессии, а также осуществлять точное гидродинамическое тестирование. По изменению температуры оценивают изменение характера притока или поглощения пласта и судят о наличии в прискважинной области загрязненных зон.

Целесообразно также контролировать физико-химические параметры выходящей жидкости, например содержание и состав механических и жидких кольматантов, содержание нефтяной и/или газовых фаз. Это позволяет судить о состоянии, степени и характере загрязненности призабойной зоны, на основании которого определять целесообразность закачки реагентов, их физико-химическое назначение и необходимые объемы.

Возможно добавочное осуществление настройки амплитудно-частотных параметров обработки. В ходе обработки, в зависимости от состояния призабойной зоны, может возникнуть необходимость изменения глубины воздействия или проведения нового этапа, например закачки реагента в пласт, в этом случае производят настройку конструктивных характеристик генератора для оптимальных амплитудно-частотных характеристик генерации упругих колебаний в новых условиях.

Целесообразно осуществлять снижение давления на забое струйным насосом, геометрические параметры которого определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его гидропроводности, расхода жидкости через генератор, плотности и вязкости рабочей и пластовой жидкостей, конструктивных параметров скважины.

Снижение забойного давления можно производить заполнением скважины газожидкостной пеной, получаемой на забое при использовании в качестве рабочей жидкости генератора смесей жидкостей с газами, газосодержание которых определяют в зависимости от глубины залегания пласта, его толщины, пластового давления, допустимой степени снижения забойного давления. Это особенно полезно при обработке скважин, где имеются трудности из-за особенностей конструкции скважин.

На основе вышеприведенных, известных до обработки и получаемых в ходе нее контролируемых параметров проводится расчет оптимальных геометрических характеристик струйного насоса, работающего совместно с гидродинамическим генератором, позволяющих производить заданные амплитудно-временные уровни снижения давления на забое. Расчет производится по специальной компьютерной программе, имеющейся у авторов изобретения. Программа учитывает изменения условий работы струйного насоса в зависимости от глубины залегания пласта, его фильтрационных свойств, физических свойств рабочей и пластовой жидкостей, расхода жидкости через гидравлический генератор, от типоразмеров конструкции скважины и применяемых линий нагнетания. Оперативно осуществляется настройка работы струйного насоса. Корректировка его работы может производиться изменением напорно-расходных характеристик нагнетания рабочей жидкости или этапным изменением его геометрических характеристик.

Важное достоинство применения газожидкостных пен - возможность применения способа в наклонно-горизонтальных, горизонтальных скважинах и вторых стволах скважин, где технические операции посадки пакера невозможны или крайне затруднены, что исключает применение струйного насоса для создания депрессии на пласт. Помимо этого, присущие пенным системам упругие свойства, а также их повышенная вязкость и удерживающая способность позволяют весьма эффективно производить в сочетании с действием упругих колебаний очистку продуктивного интервала горизонтальных скважин от бурового раствора в зазоре между нецементированным фильтром и стенкой открытого ствола, а также удалять глинистую корку, образующуюся на стенке скважины, сильно уплотненную за счет адсорбционных и молекулярных связей между глинистыми частицами. Имеется возможность управлять величиной депрессии и создавать заданную депрессию в регулируемых промежутках времени, учитывать слабую сцементированность коллекторов, расположение подошвенной воды или газовой шапки. Одним из свойств пены является ее упругость. Вследствие сжатия газовой фазы столб пены обладает большим запасом упругой энергии, что проявляется в явлении самоизлива пены. Важным преимуществом использования пенных систем является возможность прокачки пены и создание депрессии на пласт в условиях большого поглощения. Уровень создаваемой депрессии регулируется изменением степени подачи газа в закачиваемую рабочую жидкость. Подаваемая по линии нагнетания смесь газа и воды проходит через гидродинамический генератор, при этом на выходе его образуется высокодисперсная пена, заполняющая пространство скважины, ответственное за образование гидростатического давления на пласт. Параметры нагнетания газа для конкретных условий обработки скважины с учетом контролируемых в ходе обработки характеристик - толщины пласта и допустимой степени депрессии рассчитываются по компьютерной программе, имеющейся у авторов изобретения.

Целесообразно осуществлять виброволновое воздействие гидродинамическим генератором, выполненным на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки. Подобный генератор обладает повышенной эффективностью генерации в широком диапазоне изменения напорно-расходных параметров нагнетания рабочей жидкости, устойчиво работает, начиная со сравнительно малых начальных значений данных параметров, обладает высоким гидравлико-акустическим КПД. Это позволяет весьма эффективно использовать данную конструкцию для осуществления широкого набора технологических операций виброволнового воздействия при совместной работе с другими потребляющими гидравлическую энергию устройствами, например струйными насосами, при этом параметры оборудования могут настраиваться с использованием компьютерной программы на оптимальную работу под каждую скважино-пластовую систему. Относительно малый рабочий расход и перепад давления при продуцировании достаточно мощных колебаний позволяют эффективно использовать данный генератор для регенерации фильтров водозаборных скважин и повышения их продуктивности с использованием простых насосов или насосных агрегатов, при меньших общих расходах осуществлять депрессионное воздействие с применением струйного насоса.

При соответствующей настройке амплитуда и частота генерируемых колебаний может изменяться в зависимости от перепада давления, что позволяет осуществлять целенаправленное регулирование параметров виброволнового воздействия и депрессии при проведении обработки призабойной зоны в зависимости от степени и глубины ее загрязненности.

Перед обработкой скважины следует определять глубину, раскрытие и количество предварительно созданных или уже существующих в призабойной зоне трещин или каналов, имеющих гидравлическую связь со скважиной, проводить исследование свойств скважинной жидкости, определять ее плотность и сжимаемость, а виброволновое воздействие упругими колебаниями осуществлять в интервале перфорации с резонансной частотой, вычисляемой по совокупности вышеописанных параметров в зависимости от диаметра скважины, ее глубины и глубины установки пакера. При этом эффективность обработки возрастает из-за улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны, связанного с возникновением интенсивных резонансных пульсаций расхода в каналах или трещинах.

Следует предварительно определять для нефтенасыщенных и вмещающих пород коэффициенты пористости, плотности, сжимаемости, модули сдвига материала породы, сжимаемости порового скелета породы, плотности, динамические вязкости и сжимаемости насыщающих флюидов, а виброволновое воздействие осуществлять на частоте волноводного распространения упругих волн в продуктивном пласте, которая определяется по картинам пространственно-энергетического распределения поля упругих колебаний в пласте, вычисляемым по специальной компьютерной программе, имеющейся у авторов изобретения, с использованием вышеописанных параметров. При этом существенно увеличивается глубина и эффективность воздействия упругими колебаниями.

Наиболее заметное проявление эффекта очистки пористой среды от механических и глинистых кольматантов наблюдается в диапазоне частот виброволнового воздействия 5-800 Гц, при этом амплитуды упругих колебаний не должны быть менее 0,01 МПа. Оригинальными экспериментальными исследованиями авторов установлено, что за пределами предлагаемых частот эффективность очистки значительно снижается, а декольматационные механизмы в пористых средах начинают проявляться при превышении порогового уровня колебаний 0,01 МПа.

В качестве химреагентов полезно использовать растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворы кислот, щелочей, солей с кислой или щелочной реакцией, углеводородных растворителей или их композиции. Использование для обработки названных химических веществ основано на их взаимодействии с минералами твердой фазы коллектора и отложившимися в призабойной зоне жидкими и твердыми кольматантами. Действие растворителей приводит к изменению свойств или состояния нефти и тяжелых и твердых компонентов - смол, асфальтенов и парафина, которые при изменении термодинамического состояния образуют в поровых каналах отложения типа парафиновых, асфальтосмолистых, парафиносмолистых и асфальтосмолопарафиновых. За счет разжижения, растворения и смыва их с поверхности минералов достигается повышение проницаемости коллектора и увеличивается эффективность химического кислотного или щелочного воздействия. При разбавлении рабочей жидкости - нефти снижается ее вязкость и увеличивается растворяющая активность, а также понижаются потери напора на оборудовании, что в результате приводит к уменьшению гидравлической мощности, снижению расхода топлива или повышению эффективности использования насосных агрегатов. Для повышения эффективности растворителей или нефти как активных агентов в них можно растворять маслонефтерастворимые ПАВ.

Действие ПАВ достаточно многогранно, направлено на изменение и регулирование молекулярно-поверхностных свойств контактирующих между собой нефти, воды, газа и коллектора и существенно повышает эффективность способа. Используемые ПАВ выбирают по термостойкости в соответствии с пластовой температурой и по физико-химической совместимости с коллектором и рабочей жидкостью. Их применяют также в качестве добавок в рабочую жидкость для улучшения очистки призабойной зоны и снижения гидравлических потерь напора на подвеске насосно-компрессорных труб, а также в композициях с кислотными, щелочными и другими реагентами.

Использование конкретных химических реагентов зависит от геолого-физических условий, категории скважин, литологических характеристик, типа, глинистости и карбонатности коллектора, степени закольматированности призабойной зоны, природы кольматанта и др.

Для обработок добывающих скважин, вскрывающих карбонатные пласты, целесообразно в последовательности циклов снижения и повышения давления производить последовательную многократную закачку соляной кислоты или ее растворов и/или нефтекислотной эмульсии и растворителя. Подобные операции вызывают эффективное кавернонакопление в прискважинной зоне пласта и существенный прирост дебитов нефти. Наряду с инициированием извлечения из продуктивного пласта кольматирующих материалов и продуктов реакции виброволновое воздействие здесь вносит регуляритивную функцию: благодаря интенсификации фильтрационных процессов увеличивается одновременно и глубина зоны реагирования, и охват пласта воздействием по толщине. Во время названных циклических операций процесс кавернообразования происходит равномерно во всем объеме ПЗП, в том числе и в ее удаленных от скважины областях, что приводит к заметному повышению эффективности обработки.

Для скважин, вскрывающих слоисто-неоднородные нефтяные залежи (терригенные или карбонатные коллекторы), на которых наблюдается быстрый прорыв воды при заводнении или прорыв газа из газовой шапки по пропласткам с повышенной проницаемостью, целесообразно в завершающем цикле повышения давления закачивать осадкообразующие или гелеобразующие композиции при прокачке компонентов через генератор. При этом достигается эффективная изоляция газоводопроявлений в скважинах. Виброволновое воздействие способствует дезинтеграции агрегатов частиц в поровых каналах и инициирует фильтрацию взвесей этих частиц. Поэтому интенсифицируется проникновение в поровые каналы осадкообразующих смесей и составов, содержащих диспергированные частицы, замедляются процессы интеграции частиц, образования непроницаемых "корок" на поверхности перфорационных каналов и "закупорки" пористой среды в приствольной зоне. Наряду с этим упругие колебания положительно влияют на гелеобразование, уменьшают преждевременные проявления вязкоупругости, улучшают адгезию изолирующего материала к поверхности породы. Кроме того, происходящее при колебательном воздействии уменьшение объема связанной воды в порах ПЗП интенсифицирует протекание химических реакций и существенно упрочняет образующиеся в ходе обработок "экраны".

Сочетание смешения агентов и виброволнового воздействия при проведении закачки изолирующих смесей позволяет облегчить их внедрение в пласт при более равномерном и глубоком заполнении порового пространства и пластовой структуры, кроме того, снижается давление нагнетания агентов насосными агрегатами и повышается темп закачки. Благодаря проявлению при таком сочетании совокупности эффектов появляется возможность комбинирования составов и экономии основных изолирующих материалов.

Целесообразно на добывающих скважинах, в особенности на карбонатных пластах, обработку завершать заполнением ствола обратной водонефтяной эмульсией, приготовляемой на забое или на устье скважины при прокачке водонефтяных смесей через вихревой гидродинамический генератор. Это позволяет существенно уменьшить отрицательные последствия глушения, обеспечить высокое качество последующего ввода скважины в эксплуатацию.

На коллекторах с низкой проницаемостью порядка 10^-2мкм² и ниже и/или при коллекторских свойствах, близких к кондиционному пределу, целесообразно в одном из циклов повышения давления производить гидроразрыв пласта закачкой рабочей жидкости через генератор колебаний с возможностью закрепления трещин от смыкания. Образованные трещины можно закреплять с помощью известных приемов, например закачкой взвеси отсортированной песчаной фракции. Колебания давления, возбуждаемые генератором на забое скважины, создают в приствольной зоне упругие деформации пласта, способствующие образованию микротрещин и первичной трещины гидроразрыва при существенно меньших давлениях нагнетания рабочей жидкости насосными агрегатами, при закреплении трещины облегчается перенос песчаной фракции вглубь и она более равномерно распределяется в ней, тем самым будет больше их остаточная раскрытость и эффективность гидроразрыва.

Наиболее предпочтительно производить непрерывный контроль во времени гидродинамических и других (например, плотности, температуры, вязкости рабочей жидкости) параметров технологического процесса с помощью автоматизированного многоканального регистрирующего устройства на базе микропроцессорной техники. Это позволяет документировать работы на скважине, автоматизированно производить расчеты гидродинамических параметров ПЗП, энергетических и временных затрат, снижать затраты на проведение обработок за счет сокращения количества гидродинамических и геофизических исследований.

Виброволновое воздействие гидродинамическим генератором, установленным на гибкой трубе, позволяет непрерывным перемещением генератора эффективно обрабатывать пласты, зональные интервалы большой толщины, а также протяженные участки горизонтальных скважин.

Способ осуществляют следующим образом. Для выбранной скважины производят анализ геолого-технических характеристик и промысловых данных и выбирают метод создания депрессии на пласт, например, с помощью струйного насоса. В качестве генератора для виброволнового воздействия выбирают гидродинамический генератор, например, выполненный на основе вихревых центробежных форсунок с двумя ступенями противоположной закрутки. Рассчитывают в зависимости от глубины залегания пласта, его гидропроводности, расхода жидкости через генератор, плотности и вязкости рабочей и пластовой жидкостей, конструктивных параметров скважины, допустимой депрессии на пласт и др. геометрические параметры и диапазон режимов работы струйного насоса. Подготавливают и настраивают струйный насос и генератор перед их спуском в скважину. В скважину в интервал пласта спускают на насосно-комрессорных трубах (НКТ) генератор колебаний, струйный насос, пакер и при необходимости документирования забойных параметров автономный многосуточный глубинный прибор, например манометр-термометр-плотномер. Производят посадку пакера и устанавливают устьевую арматуру или превентор. От затрубной задвижки прокладывают выкидной трубопровод в емкость с рабочей жидкостью, например желобную емкость. К НКТ с помощью нагнетательного трубопровода подключают насосный агрегат, у которого конец приемного рукава с фильтром опускают в желобную емкость. На нагнетательной и выкидной линиях устанавливают расходомеры закачиваемой и вытекающей жидкости, а также датчики нагнетательного и затрубного давлений, которые подключают к автоматизированному многоканальному регистрирующему устройству, в состав которого может входить микрокомпьютер. В рабочую жидкость добавляют ПАВ.

Сначала на средних оборотах насосного агрегата производят долив скважины до появления циркуляции. По израсходованному объему жидкости V[м³], плотности [кг/м³], известной глубине скважины Н[м] и удельному объему внутреннего пространства скважины Vc[м³/пог.м] уточняют пластовое давление по формуле:

Рпл = g(H-V/Vc)10^-6 [МПа],

где g = 9.81 м/с² - ускорение свободного падения.

Затем закрывают затруб и производят гидродинамическое тестирование путем 3-5-ступенчатой закачки при поддержании в течение 5-10 мин на каждой ступени расходов Q[м³/сут] или устьевых давлений Руст[МПа], начиная с минимального до возможного максимального расхода по производительности насосного агрегата или до максимально допустимого давления по прочности эксплуатационной колонны или устьевой арматуры. По замеренным значениям давления на каждой ступени рассчитывают репрессии dP на пласт по формуле:

dP = gH10^-6+Pycт-Pпл [МПа],

строят индикаторную диаграмму как функцию dP=f(Q) и вычисляют коэффициент продуктивности по формуле:

Кпр = tg =Q/dP[м³/сутМПа],

где - угол наклона на индикаторной линии.

После этого останавливают закачку и прослеживают динамику падения давления для качественной оценки фильтрационных свойств ПЗП. Известными методами обработки результатов замеров строят график в координатах dP- Ln t, где t - время, и оценивают другие параметры ПЗП (гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость прискважинной зоны и др.). Полученные данные являются исходными для последующих тестирований.

Вновь включают закачку в пласт при максимальном допустимом давлении (цикл репрессии) и после стабилизации расхода открывают затруб и насосный агрегат выводят на режим нагнетания при давлении P₁ и расходе Q₁, соответствующий минимальному из рассчитанного диапазона напорно-расходных параметров работы струйного насоса и генератора.

Для повышения эффективности обработок ПЗП полезно виброволновое воздействие осуществлять в сочетании с воздействием теплом и/или физическими полями, например магнитным, электрическим. Тепловое воздействие преимущественно следует применять при отложениях в ПЗП парафина, асфальтосмолистых веществ или "окисленной" нефти, а также при обработке пластов с повышенной вязкостью нефти и пониженной пластовой температурой. В этих же случаях полезно совмещать с воздействием электрическим полем. Магнитное поле полезно для обработки пластов с повышенной глинистостью и при отложении солей и парафина. При сочетании воздействия физическими полями с виброволновым наряду с "полевыми" и вибрационными будут возникать дополнительно массообменные и термодинамические эффекты, способствующие повышению эффективности очистки ПЗП от кольматирующих материалов различной природы и увеличению межремонтного периода.

В определенных условиях целесообразно скважину пускать в эксплуатацию через генератор, установленный на забое. Это можно делать, например, при опасности или переходе скважины на фонтанирование в процессе или в результате освоения после бурения, а также при обработке слоистого пласта с несколькими пропластками, разделенными глинами, когда глушение водой нежелательно, а "заработал" ранее неосвоенный пласт или пропласток с повышенным пластовым давлением. Оставленный в скважине генератор не будет оказывать существенного влияния на ее фонтанную работу. В последующем можно производить повторную стимуляцию работы скважины без проведения спуско-подъемных операций. Необходимость также может возникнуть при повышенной вероятности отложения асфальтосмолистых веществ, солей и парафина, а также при обработке нагнетательных скважин для поддержания приемистости на приемлемом уровне и/или виброволнового воздействия на пласт. Для повышения эффективности работы могут быть реализованы резонансные свойства системы генератор-скважина-пласт.

По объему кольцевого зазора между колонной и НКТ (затрубном пространстве) V_к и расходу Q₁ рассчитывают время t = V_к/Q₁, когда первые порции забойной жидкости выйдут на устье и можно будет отбирать первую пробу вытекающей жидкости. Последующие пробы отбирают через каждые 10-30 мин в зависимости от интенсивности притока и выноса кольматанта/ В отобранных пробах визуально оценивают цвет и компонентный состав жидкости (наличие твердых и мягких частиц, эмульсии, газа и др.) и количество осадка. Целесообразно использовать полевой комплект химлаборатории и производить с помощью центрифуги экспресс-анализ количества взвешенных частиц (КВЧ) и оценку его минерального состава.

По разнице расходов вытекающей из затруба и нагнетаемой жидкости или изменению уровня в желобной емкости оценивают приток dQ из пласта. При отсутствии притока и выхода кольматанта производят корректировку режима путем пошагового увеличения расхода насосного агрегата.

При стабилизации притока из пласта и снижении КВЧ подряд в двух последних из серии проб с учетом достигнутого значения притока принимают решение о проведении цикла репресии. При достаточно большом увеличении притока и выносе кольматанта цикл репрессии может совмещаться с гидродинамическим тестированием. Сравнивают полученное значение коэффициента приемистости с исходным для оценки кратности его увеличения, а сравнением с максимальным значением по истории эксплуатации оценивают степень очистки ПЗП. На основании этого принимают решение о продолжении циклов или необходимости закачки реагентов, их видов и количеств.

После закачки реагентов производят циклы депрессионно-репрессионного воздействия по описанному выше порядку. На завершающей стадии проводят гидродинамическое тестирование. Затем производят завершающие работы по извлечению глубинного оборудования и пуску скважины в эксплуатацию. После извлечения глубинного прибора производят расшифровку показаний и по известным методикам оценивают параметры ПЗП.

Пример осуществления способа

Нагнетательная скважина глубиной 1745 м вскрывает неоднородный по проницаемости песчано-алевролитовый пласт в интервале перфорации 1701-1706 м. Пластовое давление 16 МПа. Пластовая температура 30^oС. Эксплуатационная колонна 146 мм (2,5").

После освоения под закачку сточной воды за 4 года приемистость скважины снизилась с 500 м³/сут до 100 м³/сут при давлении закачки 6 МПа, соответственно коэффициент приемистости - с 59,84 до 11,94 м³/сутМПа. Принимается решение виброволновое воздействие производить генератором типа ГД2В-3, имеющим рабочий расход 3 дм³/с, а депрессию создавать с помощью струйного насоса типа ИС-3. Рабочая жидкость - сточная вода с добавлением ПАВ типа АФ9-12 по ТУ38.507-63-171-91 в количестве 5 кг/м³. Производится по компьютерной программе расчет геометрических и режимных параметров струйного насоса, генератора и их подготовка и настройка перед спуском в скважину.

В скважину на 73 мм (2,5"") насосно-компрессорных трубах (НКТ) на глубину 1703 м спускают генератор колебаний с двухвихревой центробежной форсункой типа ГД2В-3, струйный насос и пакер механический типа ПВ-М-118-350. Производят посадку пакера и обвязку устья скважины. Из затруба прокладывают выкидной трубопровод в емкость с рабочей жидкостью (желобную емкость). К НКТ с помощью нагнетательного трубопровода подключают насосный агрегат типа СИН-31, у которого конец приемного рукава опускают в желобную емкость. На нагнетательной и выкидной линиях устанавливают расходомеры закачиваемой и вытекающей жидкости, а также датчики нагнетательного и затрубного давлений, которые подключают к автоматизированному многоканальному регистрирующему устройству, в состав которого входит микрокомпьютер.

Сначала на средних оборотах насосного агрегата производят долив скважины. Израсходованный объем жидкости V = 2,5 м³. По плотности жидкости =1100 кг/м³, известной глубине скважины Н и удельному объему внутреннего пространства скважины (для 146 мм эксплуатационной колонны и 73 мм НКТ Vc = 0,01175 м³/пог.м) уточняют пластовое давление по формуле:

Рпл = g(H-V/Vc) = 11009,81 (1701-2,5/0,01175)10^-6= 16,06 МПа,

что оказывается близким к промысловым данным.

Затем закрывают затруб и производят гидродинамическое тестирование путем ступенчатой закачки при поддержании в течение 5-10 мин на каждой ступени расходов 100, 130, 170 и 200 м³/сут, при этом устьевое давление Руст составило соответственно 6,5, 9, 12,5 и 15 МПа. Вычисленный коэффициент продуктивности Knp = tg = Q/dP = 11,31 м³/сутМПа, где - угол наклона на индикаторной линии, dP=gH10^-6+Pycт-Pпл - репрессия на пласт, что несколько меньше указанного в характеристиках скважины, и это могло произойти из-за дополнительной кольматации призабойной зоны частицами при спуско-подъемных операциях и проведении промывки забоя во время подготовки к обработке. После этого останавливают закачку и прослеживают динамику падения давления для качественной оценки гидропроводности ПЗП. Полученные данные являются исходными для последующих тестирований.

Вновь включают закачку при давлении 15 МПа (цикл репрессии) и после стабилизации расхода открывают затруб и насосный агрегат выводится на режим нагнетания при давлении Р = 15 МПа и расходе Q = 9,5 дм³/с, соответствующий минимальному из рассчитанного диапазона напорно-расходных параметров работы струйного насоса и генератора. При объеме кольцевого зазора между колонной и НКТ (затрубном пространстве) Vк= 15,3 м³ первые порции забойной жидкости выйдут на устье через время t = V_к/Q = 15300/9,5 = 1615 с = 27 мин, поэтому первую пробу вытекающей жидкости отбирают через 30 мин и последующие пробы через каждые 15 мин. По изменению уровня жидкости в желобной емкости и разнице расходов нагнетаемой жидкости оценивается приток жидкости из пласта, который составил 10 дм³/мин. В отобранной пробе 2 обнаружился осадок черного цвета с рыжеватым оттенком в количестве примерно 0,5%. В последующих пробах 3 и 4 осадок последовательно увеличился до 1,5%, а в пробах 5 и 6 постепенно снизился до 0,5%. Приток из пласта через 1 ч 45 мин воздействия увеличился до 12 дм/мин и стабилизировался. На основании этих данных делается заключение о необходимости проведения цикла репрессии и подстройки режима обработки. При закрытом затрубе производится закачка при расходе жидкости 250 м³/сут до установления устьевого давления в течение 15 мин, при этом давление составляет 15 МПа и оценочный коэффициент приемистости 14,5 м³/сутМПа, возрастание которого свидетельствует об очистке приствольной зоны. После еще 15 мин закачки открывается затруб и насосный агрегат выводится на режим нагнетания с расходом 10 дм³/с при давлении Р = 16 МПа. Через 30 мин отбирается проба 7, осадок составляет 1,5%. Приток жидкости увеличивается до 16 дм³/мин. В последующих пробах 8, 9 и 10 осадок последовательно увеличился до 3,5%, в пробах 11 и 12 понизился до 3%, а в пробе 13 составил 0,5% и при этом в пробах цвет осадка приобрел рыжевато-серый оттенок и появилась пленка "окисленной" нефти. Приток из пласта за 1 ч 45 мин воздействия увеличился до 21 дм³/мин и стабилизировался. Длительный выход кольматанта и существенное увеличение притока свидетельствуют о том, что режим обработки близок к оптимальному, а изменение цвета указывает на извлечение из пласта фильтрата бурового раствора и/или глинистого материала коллектора и выход остаточной нефти из обойденных закачкой менее проницаемых пропластков.

Производят гидродинамическое тестирование ступенчатой закачкой с расходами 170, 200, 250 и 300 м³/сут, при этом давление составило соответственно 1,4, 2, 3,2 и 4,3 МПа. Вычисленный усредненный коэффициент приемистости равен 45,1 м³/сутМПа. Поскольку не достигнуто значение приемистости, которое было после освоения под закачку воды, то принимается решение произвести закачку растворителя и соляной кислоты по 0,5 м³ на 1 погонный метр толщины пласта, т. е. по 2,5 м³. Основанием для такого решения является появление пленки нефти и присутствие окислов железа, привнесенных закачиваемой водой и отложившихся на поверхности песчаника. Растворитель предназначен для удаления пленки нефти с поверхности поровых каналов, а в результате в химической реакции соляной кислоты с окислами железа образуется растворимая соль. Так как объем внутреннего пространства НКТ составляет 5,1 м³, а суммарный объем реагентов 5 м³, то растворитель и кислоту можно последовательно закачать в НКТ, не опасаясь их выхода в затруб, а затем продавливать в пласт за один прием. Используются нефтяной растворитель Нефрас-А-150/330 по ТУ 38-1011049-87Е и водный раствор 12% концентрации кислоты соляной ингибированной по ТУ 39-06765670-ОП-212-95.

При открытом затрубе с помощью насосного агрегата закачивается нефрас, затем с помощью кислотного агрегата типа Азинмаш-30А раствор кислоты. Закрывается затруб и производится продавка в пласт водой в объеме 5,5 м³ с расходом 300 м³/сут. Начальное давление продавки составляет 4,5 МПа, конечное 3,1 МПа, причем регистрируемая динамика процесса показала сначала увеличение давления до 5,5 МПа, а к концу закачки быстрое снижение давления, что свидетельствует об успешности проведенной операции. Скважина оставляется для реагирования реагентов на 4 часа. После этого открывают затруб и насосный агрегат выводится на режим нагнетания расходом Q = 11 дм³/с при давлении Р = 16,5 МПа. Через 30 мин отбирается проба 14. В ней обнаружился осадок черного цвета в количестве примерно 1%. В последующих пробах 15 и 16 осадок увеличился до 1,5% и появились хлопья, характерные для продуктов реакции кислоты. В пробе 17 осадок уменьшился до 0,5%, а в 18 и 19 постепенно произошло просветление воды и появилась пленка нефраса с растворенной нефтью. Приток из пласта увеличился с 21 до 32 дм³/мин и стабилизировался на этом уровне. Устойчивый расходно-напорный режим работы насосного агрегата, стабилизировавшийся приток, просветление воды и появление в пробах нефраса служат основанием для завершения обработки, но для окончательного принятия решения требуется гидродинамическое тестирование, которое производится по вышеупомянутому порядку. При ступенчатом изменении расхода 300, 400, 500 и 600 м³/сут давление закачки составило соответственно 1,8, 3,2, 4,6 и 6 МПа. Рассчитанный коэффициент приемистости составил 71,5 м³/сутМПа. Таким образом, в результате комплексной обработки приемистость не только восстановилась, но и даже превысила начальную после освоения под закачку воды за счет качественной очистки ПЗП от кольматирующих материалов, внесенных в нее в процессе длительной закачки, извлечения остатков бурового раствора, т.е. доосвоения, и подключения в работу не охваченных фильтрацией низкопроницаемых пропластков. Проведенное после извлечения оборудования исследование методом расходометрии показало, что профиль приемистости составил 100%, т.е. охваченой закачкой стала вся толщина пласта.

Использование изобретения позволяет существенно повысить рентабельность обработок скважин за счет оптимизации гидродинамических режимов при осуществлении технологического процесса, улучшения качества очистки, сокращения гидродинамических и геофизических исследований, энергетических и трудозатрат, сроков ремонта скважин, а также оптимизации расхода химреагентов, повышения производительности и условий труда. Кроме того, улучшается качество ввода добывающих скважин в эксплуатацию, увеличивается охват зоны воздействия и повышается эффективность гидродобычи полезных ископаемых.