Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта в скважинах, эксплуатирующих терригенные низкопроницаемые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны. Обеспечивает создание высокоэффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта с низко- и высокопроницаемыми коллекторами, позволяющего за счет сочетания закачки химреагентов различной функциональной назначенности с депрессионным воздействием достичь гидродинамического сверхсовершенства скважин, позволяющего повысить их продуктивность. Сущность изобретения: по способу обрабатывают призабойную зону нефтяного пласта циклическим воздействием, включающим закачку химреагентов в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного химреагента созданием депрессии. 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. 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. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

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.

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.

РИСУНКИ

Рисунок 1