способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции, отличающийся тем, что перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта, на устье скважины колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном, спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, в течение 10 мин с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции в течение 20 мин с повторением циклов закачки-излива и прямой круговой циркуляцией 3 раза, затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта, затем по колонне труб закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку, при этом в процессе технологической выдержки в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,8 м³ пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины, после чего проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины, если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину, при этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости, при этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, далее продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки пласта (патент RU № 2135760, МПК Е21B 43/25, опубл. в бюл. № 24 27.08.1999 г.), основанный на том, что предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента с интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта вследствие кольматации призабойной зоны;

- во-вторых, низкая эффективность обработки пласта в сильно закольматированной призабойной зоне скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU № 2312211, МПК Е21B 43/27, опубл. в бюл. № 34, 10.12.2007 г.), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции свабированием, согласно изобретению предварительно выполняют промывку скважины нефтью, обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м, закачку раствора соляной кислоты в скважину в объеме 1,5-2,0 м³ и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 1,5-3,5 ч, затем выполняют 4-6-кратную импульсную закачку в пласт первой порции раствора соляной кислоты в объеме 1,5-3,5 м³ в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа - выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, производят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м³ в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, выполняют технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования, проводят закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,4-0,5 м³/п.м в непрерывном режиме при давлении 1-4 МПа, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 0,8-1,0 м³ /п.м продуктивного пласта в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят импульсную 4-6-кратную импульсную продавку нефтью в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка, выдержка 4-6 мин, после чего проводят извлечение продуктов реакции свабированием.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, обусловленный закачкой кислоты несколькими порциями, посадкой пакера и продавкой кислоты в пласт нефтью, кроме того, этот процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;

- во-вторых, дополнительные затраты на промывку скважины нефтью, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины, и на обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м значительно повышают стоимость осуществления способа;

- в-третьих, низкая эффективность обработки пласта, заключающаяся в 4-6-кратной импульсной закачке в пласт определенного объема раствора соляной кислоты циклами: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, при этом длинные по времени циклы закачки в импульсном режиме с последующей еще более длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт;

- в-четвертых, продукты реакции кислоты удаляются свабированием, что требует привлечения свабного подъемника с бригадой операторов, а это влечет дополнительные затраты на осуществление способа.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, а также упрощение технологического процесса осуществления способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Поставленные задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции.

Новым является то, что перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта, на устье скважины колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном, спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, в течение 10 мин с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции в течение 20 мин с повторением циклов закачки-излива и прямой круговой циркуляцией 3 раза, затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта, затем по колонне труб в непрерывном режиме закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку, при этом в процессе технологической выдержки в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,8 м³ пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины, после чего проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины, если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину, при этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости, при этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, далее продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости.

На фиг.1-3 последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.

Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта, которую определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем на основании динамики изменения приемистости конкретной скважины в процессе ее эксплуатации. Например, оптимальная приемистость, определенная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем, составляет 120 м³/сут при давлении приемистости Р, равном 10,0 МПа.

Предлагаемый способ обработки скважины исключает использование пакера для его осуществления, что упрощает технологический процесс реализации способа.

Снизу колонну труб 1 (см. фиг.1), например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм, на устье скважины 2 оснащают импульсным пульсатором жидкости 3, а выше него в составе колонны труб 1 устанавливают клапан 4.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 3 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патентах на изобретение RU № 2400615, МПК E21B 28/00, опубл. в бюл. № 27 от 27.09.2010 г., или RU № 2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. № 34 от 10.12.2004 г.

В качестве клапана 4 используют разобщитель, широко внедряемый на скважинах ОАО «Татнефть», описанный в патентах RU № 2234589, МПК Е21B 33/12, опубл. в бюл. № 23 от 20.08.2004 г., или RU № 2282710, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. № 24 от 27.08.2006 г.

Спускают колонну труб 1 в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб 1 находился напротив интервалов перфорации 5 пласта 6. Далее обвязывают устье скважины 2, как показано на фигуре 1, с помощью насосного агрегата 7, например, марки ЦА-320 и емкости 8 посредством затрубной 9 и центральной 10 задвижек.

Насосным агрегатом 7 из емкости 8 при открытой центральной задвижке 10 по колонне труб 1 в пласт 6 производят закачку пресной воды плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б (далее - технологической жидкости) в импульсном режиме через импульсный пульсатор жидкости 3, прикрывая затрубную задвижку 9, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, в течение 10 мин с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции в течение 20 мин с повторением циклов закачки-излива и прямой круговой циркуляцией 3 раза.

Например, технологическую жидкость закачивают в импульсном режиме по колонне труб 1 из емкости 8 насосным агрегатом 7 через импульсный пульсатор жидкости 3, прикрывая затрубную задвижку 9, под давлением 8,0-10,0 МПа, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины 2, которое, например, составляет 12,0 МПа в течение 10 мин.

После чего изливают технологическую жидкость. Для этого закрывают центральную задвижку 10, открывают затрубную задвижку 9 и изливают технологическую жидкость из пласта 6 по межколонному пространству 11 в емкость 8. Далее прямой круговой циркуляцией в течение 20 мин промывают призабойную зону скважины.

Повторяют вышеописанный цикл закачки технологической жидкости в пласт 6 и излив технологической жидкости с последующей прямой круговой циркуляцией 3 раза.

Далее приводят в действие клапан 4 (см. фиг.2), например, сбросом металлического шарика 12 в колонну труб 1. Создают гидравлическое давление внутри колонны труб 1, например, до 8 МПа, при этом втулка 13 перемещается вниз относительно клапана 4 и открываются радиальные отверстия 14 клапана 4, отсекается импульсный пульсатор жидкости 3.

Затем доспускают колонну труб 1 в скважину так, чтобы радиальные отверстия 14 клапана 4 находились напротив пласта 6.

По колонне труб 1 с помощью насосного агрегата 7 при открытых затрубной 9 и центральной 10 задвижках производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты (HCl). Объем закачиваемого напротив интервалов перфорации 5 пласта 6 скважины 2 раствора соляной кислоты зависит от зумпфа и толщины пласта, например, производят закачку раствора соляной кислоты в объеме 1,5 м³.

Применяют кислоту соляную синтетическую техническую (HCl) по ГОСТ 857-95.

Соляно-кислотный раствор (10-15%-ный водный раствор HCl) состоит из 10-15% соляной кислоты и 90-85% воды, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³.

Закачкой технологической жидкости в колонну труб 1 при открытой затрубной 9 и центральной 10 задвижках доводят раствор соляной кислоты до пласта 6 (см. фиг.2) и устанавливают соляно-кислотную «ванну» напротив интервала перфорации 5 пласта 6.

Проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 3 ч, при этом происходит медленное проникание раствора кислоты в призабойную зону пласта 6 и растворение кольматирующих соединений и частиц породы.

В процессе технологической выдержки в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб 1, то в межколонное пространство 11 (см. фиг.2) скважины 2 закачивают по 0,8 м ³ технологической жидкости.

В результате в призабойной зоне скважины происходит соляно-кислотное «полоскание», приводящее к растворению кольматирующих соединений и частиц породы в призабойной зоне пласта 6, и в ствол скважины 1 вымываются растворившиеся в растворе соляной кислоты кольматирующие соединения и частицы породы пласта 6.

Далее при открытых затрубной 9 и центральной 10 задвижках из скважины 1 вымывают раствор соляной кислоты и продукты реакции (кольматирующие соединения и частицы породы пласта 6), например, обратной промывкой (подачей технологической жидкости в межколонное пространство 10 и подъемом по колонне труб 1) в полуторакратном объеме скважины 1, например, равном 27,5 м³.

Затем проводят определение действительной приемистости пласта 6. Для этого закрывают центральную задвижку 10 и производят закачку в пласт 6 технологической жидкости через межколонное пространство 11 при открытой затрубной задвижке 9 при давлении, не превышающем допустимого давления на эксплуатационную колонну.

Например, закачивают насосным агрегатом 7 технологическую жидкость при открытой затрубной задвижке 9 через межколонное пространство 11 при давлении 10 МПа, т.е. не превышающем допустимого давления (12 МПа) на эксплуатационную колонну.

Например, действительная приемистость равна 125 м³/сут при давлении P, равном 10,0 МПа, тогда прекращают обработку призабойной зоны скважины и колонну труб 1 извлекают из скважины.

Если действительная приемистость ниже оптимальной, например равна 90 м³ /сут, при давлении приемистости Р, равном 10,0 МПа, то обратной круговой циркуляцией в течение 1 ч при открытой центральной и затрубной задвижках производят промывку скважины, при этом в течение этого времени периодически прикрывают центральную задвижку 10 до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки 10 до появления прозрачной жидкости, при этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну.

Например, при начальном давлении циркуляции 6,0 МПа повышают затрубное давление до 10,0 МПа, но не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, которое составляет 12,0 МПа. Таким образом, 5 раз повторяют этот цикл, так как после этого появляется прозрачная жидкость, как при первоначальной закачке.

Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и промывают призабойную зону скважины.

Производят повторное определение действительной приемистости, например 130 м³/сут, при давлении приемистости пласта P, равном 10,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, равной 120 м³/сут, при давлении приемистости пласта Р, равном 10,0 МПа. Это свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке призабойной зоны пласта.

Пример практического применения (см. фиг.1-3)

Заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия оптимальная приемистость пласта, определенная опытным путем, составляет 100 м³/сут при давлении приемистости пласта P, равном 9,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну Р _д 11,0 МПа.

1. Собрали компоновку (сверху вниз), состоящую из колонны НКТ диаметром 73 мм (далее - колонны труб), клапана, импульсного пульсатора жидкости, и спустили в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился напротив обрабатываемого пласта.

2. Произвели закачку пресной воды плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б (далее - технологической жидкости) в импульсном режиме по колонне труб через импульсный пульсатор жидкости в пласт, прикрывая затрубную задвижку, под давлением 8,0-10,0 МПа, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну (11,0 МПа), в течение 10 мин. После чего произвели излив технологической жидкости 6 по межколонному пространству в емкость. Далее прямой круговой циркуляцией в течение 20 мин осуществили промывку призабойной зоны скважины. Повторили вышеописанный цикл закачки технологической жидкости в пласт и излив технологической жидкости с последующей прямой круговой циркуляцией 3 раза.

3. Привели в действие клапан, которым отсекли импульсный пульсатор жидкости. Доспустили колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив обрабатываемого пласта.

4. По колонне труб произвели закачку 10-15%-ного раствора соляной кислоты (HCl) в объеме 2,0 м³, довели раствор соляной кислоты до пласта и установили соляно-кислотную ванну напротив интервала перфорации пласта. Провели технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 3 ч. В процессе технологической выдержки в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачали по 0,8 м³ технологической жидкости.

5. Далее прямой промывкой (подачей технологической жидкости в межколонное пространство и подъемом по колонне труб) вымыли из скважины раствор соляной кислоты и продукты реакции (кольматирующие соединения и частицы породы пласта) в полуторакратном объеме скважины 1, равном 32,5 м³.

6. Произвели определение действительной приемистости. Для этого закрыли центральную задвижку и произвели закачку в пласт технологической жидкости при открытой затрубной задвижке через межколонное пространство под давлением 8,0 МПа. Действительная приемистость составила 80 м³ /сут при давлении приемистости пласта P, равном 9,0 МПа, что ниже оптимальной приемистости, равной 100 м³/сут при давлении приемистости пласта Р, равном 9,0 МПа.

7. Произвели промывку призабойной зоны скважины. Для этого вызвали обратную круговую циркуляцию и периодически прикрывали затрубную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления (Р_н=5 МПа), т.е. Р_з=8,0-10,0 МПа, и открывали затрубную задвижку, но не превышали допустимого давления на эксплуатационную колонну. Повторили этот цикл 4 раза, после чего появилась прозрачная жидкость, как при первоначальной закачке. Продолжали обратную круговую циркуляцию в течение 1 часа.

8. Произвели повторное определение действительной приемистости по п.6, которая составила 110 м³/сут при давлении приемистости пласта Р, равном 9,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, равной 100 м³/сут, при давлении приемистости пласта Р, равном 9,0 МПа, что свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке пласта.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта путем предварительной промывки скважины.

Также предлагаемый способ позволяет упростить технологический процесс и снизить стоимость и продолжительность обработки пласта.