способ освоения нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Способ освоения нефтяных и газовых скважин, включающий обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, отличающийся тем, что последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, причем пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо - 25,0; соль КСl - 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 - 1,0-1,5; кислоту НСl - 10,0 и воду - остальное, степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта, закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании, ремонте и реконструкции скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа.

Известен способ обработки призабойной зоны с последующим освоением скважины (патент РФ № 2196226, E21B 43/27, опубл. 10.01.2003), включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), доставку на забой кислоты, вынос шлама и вызов притока газа. Кислоту доставляют на забой, в зону перфорации, в саморазрушающемся контейнере, которая, разъедая его или вытекая через отверстие нижнего торца, вступает в реакцию с отходами на забое и карбонатной породой в пласте, вспенивая жидкость и обеспечивая ее вынос. Над контейнером в НКТ устанавливают безопорный пакер, который распакеровывают над перфорацией эксплуатационной колонны, обеспечивая локальное действие кислоты в скважине. Недостатком данного способа является снижение продуктивности скважины, обусловленное необходимостью глушения скважины для спуска в скважину НКТ с пакером. Кроме того, доставка кислоты на забой скважины в саморазрушающемся контейнере технически затруднена.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (патент РФ № 2304710, E21B 43/27, опубл. 20.08.2007), в котором разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии. Недостатком известного решения является низкая эффективность при обработке призабойной зоны скважины, т.к. в этом случае для полного охвата воздействием кислоты всей длины вскрытого пласта необходимо глушить скважину и спускать НКТ с пакером до забоя, что требует применения дорогостоящего оборудования. Необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (20 - 30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Кроме того, используемая в известном решении кислотная эмульсия не содержит газовой фазы, т.е. не является кислотной пеной, и будет поглощаться отдельными наиболее проницаемыми пропластками продуктивного пласта, что не позволит обработать весь интервал вскрытия пласта, особенно при обработке горизонтальных скважин.

Известные способы освоения скважин при их заканчивании и ремонте, в частности, при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, либо не обеспечивают проектного дебита, либо требуют для освоения длительного времени, особенно при заканчивании и ремонте горизонтальных скважин, а также требуют применения установок по спуску и подъему труб в скважине.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа освоения нефтяных и газовых скважин путем пенокислотной обработки продуктивного пласта, позволяющего сократить время освоения скважин, в т.ч. наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию. В качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, причем пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо - 25,0; соль КСl - 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12-1,0-1,5; кислоту НСl - 10,0 и воду - остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии.

На чертеже показана схема размещения в скважине кислотной пены, продавочной жидкости и высоковязкой разделительной жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве при освоении скважины предлагаемым способом.

В табл.1 приведены результаты исследования влияния концентрации дизельного топлива в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.2 - результаты исследования влияния концентрации ПАВ в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.3 - результаты исследования влияния концентрации соли в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.4 - результаты исследования влияния концентрации кислоты в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину через межтрубное пространство 1 между зацементированной эксплуатационной колонной 2 и лифтовыми трубами 3 закачивают продавочную жидкость, в качестве которой используют или воду, или раствор полимера, или водный раствор солей. Продавочная жидкость вытесняет из скважины через лифтовые трубы 3 буровой раствор, нефть или газ (если скважина не заглушена). Затем с целью разделения продавочной жидкости и кислотной пены, для предотвращения их перемешивания, вводят в скважину высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м), выполняющую функцию жидкого пакера, в качестве которой используют полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. Затем закачивают кислотную пену, при этом уровень кислотной пены будет располагаться выше кровли 5 пласта. После этого вновь закачивают высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м³). Кислотную пену продавливают продавочной жидкостью в интервал вскрытия продуктивного пласта и далее в лифтовые трубы 3. В результате лифтовые трубы 3 и межтрубное пространство 1 скважины на одинаковой глубине h_пр (чертеж) заполняются продавочной жидкостью, ниже которой располагается высоковязкая разделительная жидкость высотой h_в (чертеж), а еще ниже - кислотная пена. Кислотная пена вступает в химическое взаимодействие со шламовой дюной 6, стенками открытого ствола 7 скважины и зоной кольматации 8 призабойной зоны пласта (ПЗП). Кислотную пену готовят на дневной поверхности путем прокачки пенообразующей эмульсии (ПОЭ) и инертного газа (или газа из соседней скважины) через пеногенератор. В отдельных случаях кислотную пену можно получать за счет самогенерации при нагревании ПОЭ на забое скважины, что происходит при температуре пласта выше 75°C. Кислотную пену приготавливают из расчетного объема ПОЭ, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта (внутренний объем эксплуатационной колонны 2 за вычетом объема металла спущенных в этот интервал лифтовых труб 3). Для приготовления кислотной пены используют ПОЭ следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо	25,0
Соль KCl	10,0
ПАВ	1,0-1,5
Кислота HCl	10,0
Вода	Остальное

В качестве ПАВ используют неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98). Технологические параметры ПОЭ определяют лабораторным способом путем сравнения показателей кратности (К_п) и устойчивости (У_п) для пен, приготовленных газированием различных составов ПОЭ. Кратность кислотной пены определяется как отношение объема пены (V _п) к объему ПОЭ. Устойчивость кислотной пены определяется величиной, обратной времени вытекания 50% объема ПОЭ из пленочного каркаса пены. Оптимальным считается состав ПОЭ, из которого получают пену со значениями: К_п от 2,4 до 3,7; У_п от 4,0°10^-2 до 5,68°10^-2 (1/с). Кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, которую разделяют с кислотной пеной высоковязкой разделительной жидкостью 4. Создают депрессионное воздействие на пласт ( Р_деп), которое составляет не более 15% от величины скелетных напряжений (разность между горным и пластовым давлениями), посредством выбора необходимых плотностей кислотной пены, продавочной и вязкоупругой разделительной жидкостей.

где Р_пл, Р_заб , P_гор соответственно пластовое, забойное, горное давления, измеренные на глубине кровли 5 продуктивного пласта. Выбор величины депрессионного давления осуществляют в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Закрывают на устье скважины задвижки 9 и 10 в лифтовых трубах 3 и в межтрубном пространстве 1 соответственно, и проводят технологическую выдержку, для чего выдерживают скважину в статическом состоянии не менее 3 ч для получения притока пластового флюида. При отсутствии притока, что определяют по неизменному избыточному давлению на устье в межтрубном пространстве 1 и лифтовых трубах 3, создают репрессионное воздействие на пласт. Указанное воздействие создают путем закачки в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 дополнительно продавочной жидкости до достижения величины давления начала проникновения кислотной пены в ПЗП. После снижения давления на устье скважины, что свидетельствует о проникновении кислотной пены в ПЗП, повторяют закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 до достижения величины первоначального избыточного давления и обеспечивают стабилизацию избыточного устьевого давления на первоначальном уровне. Установление постоянного давления продавочной жидкости на устье скважины свидетельствует о завершении процесса проникновения кислотной пены в ПЗП. Открывают задвижки 9 и 10 и сбрасывают устьевое давление до величины атмосферного путем выпуска продавочной жидкости в сборную емкость. Таким образом плавно создается депрессия на ПЗП за счет расширения кислотной пены. Рост избыточного давления на устье скважины свидетельствует о притоке пластового флюида. При отсутствии притока создают чередующиеся циклы депрессии и репрессии несколько раз (обычно не более трех раз), при этом технологическую выдержку увеличивают до 6 ч для более длительного воздействия кислотной пены на ПЗП. После освоения скважины через отверстия фильтра-хвостовика 11 продукты реакции шлама с кислотной пеной выносятся на дневную поверхность через задвижки 9 и 10.

Предлагаемый способ не требует применения нестандартного технологического оборудования и может быть реализован с использованием серийно выпускаемых установок, в том числе для капитального и текущего ремонта скважин со спущенными в них НКТ, при наличии насосного агрегата, азотно-компрессорной станции и приемных емкостей.

Пример осуществления способа.

Осваивали наклонно-направленную газовую скважину на ПХГ, имеющую следующие параметры:

Глубина кровли продуктивного пласта (Н кр)	814 м
Пластовое давление	10,8 МПа
Горное давление	22,0 МПа
Пластовая температура (Тпл )	26°C

Конструкция скважины:

- эксплуатационная колонна 168,3 мм - на глубину кровли пласта (по длине 1026 м);

- лифтовые трубы 114,0 мм - на глубину кровли пласта;

Объем скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта - 3,74 м ³;

Интервал вскрытия продуктивного пласта (длина) 814÷1026 м;

Статическая репрессия на пласт при его вскрытии согласно требованиям ПБ 08-624-03 для скважин глубиной до 1200 м должна быть выше пластового давления не менее чем на 10%.

Определили депрессию на пласт при освоении скважины согласно требованиям ПБ 08-624-03:

Р_деп=0,10(Р_гор-Р_пл)÷0,15(Р _гор-Р_пл)=(0,10÷0,15)_·(22,0-10,8) 1,12÷1.68 МПа, т.е. для создания циклов депрессий необходимо создавать давление кислотной пеной на кровле пласта от 9,12 МПа до 9,68 МПа. Для дальнейших расчетов выбрали минимальную расчетную депрессию: Р_деп=1,12 МПа.

Закачали в скважину через межтрубное пространство продавочную жидкость, плотность которой _ж=1460 кг/м³. Такая плотность позволяет обеспечить заданное 10%-ное противодавление на глубине кровли продуктивного пласта. После получения циркуляции из лифтовых труб закачали в межтрубное пространство скважины 0,5 м³ высоковязкой разделительной жидкости, в качестве которой использовали водный раствор полимера с условной вязкостью не менее 120 с.

На устье скважины (поскольку температура пласта 26°C) приготовили кислотную пену. Использовали пенообразующую эмульсию следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо	25
Соль KCl	10
ПАВ неонол АФ 9-12	1,5
Кислота HCl	10
Техническая вода	Остальное

Объем ПОЭ, необходимый для обработки ПЗП в интервале вскрытия горизонтального ствола, составляет 3,74 м³. Степень газирования пенообразующей эмульсии _поэ приняли равной 20. Кислотную пену приготавливали подачей азота путем прокачки азотно-компрессорной установкой типа ТГА-10/251 производства компании «ТЕГАС» (г. Краснодар). Расход азота при этом составляет 10 м³/мин при давлении нагнетания 25 МПа. Расход ПОЭ для получения кислотной пены составляет 0,5 м³/мин.

Закачали через межтрубное пространство в скважину кислотную пену в объеме, по пенообразующей эмульсии, 3,74 м³, после чего закачали 0,5 м³ вязкоупругой разделительной жидкости. Кислотную пену продавили в интервал вскрытия продуктивного пласта продавочной жидкостью, причем суммарный объем продавочной жидкости и вязкоупругой жидкости составил 14,0 м. Затем межтрубное пространство и лифтовые трубы закрыли и проводили технологическую выдержку скважины для установления статического равновесия столбов жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве. Провели три технологических выдержки по три часа. Далее освоили скважину. После увеличения давления в лифтовых трубах, что свидетельствовало о притоке пластового флюида, в межтрубное пространство скважины закачивали газ из соседней скважины и вытесняли продавочную и вязкоупругую разделительную жидкости в приемную емкость, а кислотную пену - в другую приемную емкость. Отработали и исследовали скважину на пяти режимах, после чего передали ее в эксплуатацию.

Степень освоения скважины определяли по величине удельной продуктивности скважины до и после ее обработки. Удельная продуктивность - это продуктивность, отнесенная к одному метру вскрытой толщины (длины) продуктивного пласта:

,

где К_прод - удельный коэффициент продуктивности;

Q - дебит скважины;

Р_пл и Р_заб - пластовое и забойное давление соответственно; L_пр - вскрытая толщина (длина) продуктивного пласта.

Реализация предлагаемого способа на данной наклонно-направленной газовой скважине позволила увеличить удельную продуктивность более чем в 4 раза.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность освоения нефтяных и газовых скважин за счет уменьшения времени воздействия кислотной пены на пласт и за счет отсутствия необходимости применения дорогостоящего оборудования, а также обеспечивает повышение продуктивности скважин за счет увеличения интервала обработки, в т.ч. в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Таблица 1
№ п/ п	Состав ПОЭ, масс.%	Параметры кислотной пены
		Vп, см3	Кп	Уп, 1/сек
1	20% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+58,5% вода	420	2,1	6,16·10 -2
2	25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+53,5% вода	480	2,4	5,68·10 -2
3	30% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+48,5% вода	460	2,3	3,32·10 -2
4	35% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+43,5% вода	435	2,18	2,97·10 -2
5	40% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+38,5% вода	400	2,0	1,98·10 -2

Таблица 2

№ п/п	Состав ПОЭ, масс.%	Параметры кислотной пены
		Vп, см3	Кп	Уп, 1/сек
1	0,5% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+54,5% вода	550	2,75	5,88·10 -2
2	1,0% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+54% вода	740	3,70	4,0·10 -2
3	1,5% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+53,5% вода	680	3,40	4,61·10 -2
4	2,0% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+53% вода	430	2,15	1.13·10 -2

Таблица 3
№ п/п	Состав ПОЭ, масс.%	Параметры кислотной пены
		Vп, см3	Кп	уп, 1/сек
1	6,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+57,5% вода	476-710	2,38-3,55	(4,0-5,27)·10 -2
2	8,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+55,5% вода	430-620	2,15-3,1	(3,9-5,38)·10-2
3	10,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+53,5% вода	480-740	2,4-3,7	(4,0-5,68)·10-2
4	12,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+51,5% вода	370-520	1,85-2,6	(3,7-4,92)·10-2

Таблица 4
№ п/п	Состав ПОЭ, масс.%	Параметры кислотной пены
		Vп, см3	Кп	уп, 1/сек
1	5,0% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+58,5% вода	520-670	2,6-3,35	(4,3-5,63)·10 -2
2	10% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+53,5% вода	480-740	2,4-3,7	(4,0-5,68)·10-2
3	15% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+48,5% вода	410-570	2,05-2,85	(3,7-5,43)·10-2