Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины
Владельцы патента RU 2713027:
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %. От одной скважины – донора прокладывают трубопровод, соединяющий выкидную линию насосного оборудования скважины – донора с затрубьем другой скважины – акцептора. Закачку в призабойную зону необходимого объема кислотной композиции производят по затрубью акцептора без извлечения насосного оборудования с последующей выдержкой в течение 2–3 ч. После выдержки для продавки кислотной композиции направляют поток добываемой продукции донора по трубопроводу в затрубье акцептора с давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта. Производят подготовительно-заключительные работы и запуск скважины в эксплуатацию. Предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины прост, надежен и дешев в применении за счет использования насосного оборудования и продукции пласта близлежащей скважины. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU № 2520221, МПК E21B43/16, E21B43/27, опубл. 20.06.2014 в Бюл. № 17), 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, причем 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.
Недостатками данного способа являются:
1. Технологическая сложность проведения работ, которые возможно произвести силами бригады подземного или капитального ремонта скважин.
2. Использование пресной воды в процессе обработки.
3. Реагирование кислотного раствора в пласте-коллекторе в состоянии "покоя", что снижает взаимодействие кислоты с породой и уменьшает эффективность обработки.
4. Для продавки реагента в пласт необходимо подвозить технологическую жидкость в специальных емкостях.
Известен способ обработки пласта (патент RU № 2135760, МПК Е21B 43/25, опубл. 27.08.1999 в Бюл. № 24), включающий поинтервальную закачку в призабойную зону реагента, причем предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента 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:
1. 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.
2. Низкая эффективность обработки пласта в сильно закольматированной призабойной зоне скважины.
3. Для продавки реагента в пласт необходимо подвозить технологическую жидкость в специальных емкостях.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU № 2312211, МПК Е21B 43/27, опубл. 10.12.2007 в Бюл. № 34включающий 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, причем 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.
Недостатками данного способа являются:
1. 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.
2. Для продавки реагента в пласт необходимо подвозить технологическую жидкость в специальных емкостях.
3. 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.
4. 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.
5. Продукты реакции кислоты удаляются свабированием, что требует привлечения свабного подъемника с бригадой операторов, а это влечет дополнительные затраты на осуществление способа.
Наиболее близким является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин (патент RU № 2441979, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2012 в Бюл. № 4), включающий спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки с закачкой в скважину и на забой легкой нефти, продвижение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины, закачку нефти до полной замены жидкости глушения на нефть, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, закрытие скважины, закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спуск низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачку раствора соляной кислоты, продолжение спуска и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проведение технологической выдержки в течение 2-3 ч, постепенное опускание гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачку нефти с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство, промывку скважины нефтью, извлечение из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закрытие межтрубного пространства, проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу, при этом для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью менее 0,01 мкм2, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м3/сут·атм, при этом непосредственно перед обработкой устанавливают режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, устанавливают депрессию на пласт более и равной 5,5 МПа, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м3 на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее, чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м.
Недостатками данного способа являются сложность использования из-за большого количества операций с точными параметрами, требующими постоянного контроля, и высокие концентрации кислотных компонентов, что приводит к высокой стоимости этих способов и большой вероятности ошибки при использовании, приводящей к значительному ухудшению получаемых результатов, также для продавки реагента в пласт необходимо подвозить технологическую жидкость в специальных емкостях.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого, надежного и дешевого способа кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины за счет использования насосного оборудования и продукции пласта близлежащей скважины.
Техническая задача решается способом кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины, включающим закачку в призабойную зону необходимого объема кислотной композиции, выдержку в течение 2 – 3 ч, продавку продукцией пласта и проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу.
Новым является то, что перед закачкой кислотной композиции, отбирают в кусту пару добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %, от одной скважины – донора прокладывают трубопровод, соединяющий выкидную линию насосного оборудования донора с затрубем другой скважины – акцептора, закачку кислотной композиции производят по затрубью скважины – акцептора без извлечения насосного оборудования, для продавки кислотной композиции направляют поток добываемой продукции скважины – донора по трубопроводу в затрубье акцептора с давлением не превышающем давление гидроразрыва пласта.
Способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пару добывающих скважин, расположенных рядом (обычно не более 50 м), с обводненностью продукции не более 30 % (для меньшего влияния продавливаемой жидкости – продукции пласта на свойства обрабатываемого пласта). От одной скважины – донора прокладывают трубопровод, соединяющий выкидную линию насосного оборудования скважины – донора с затрубем другой скважины – акцептора. Закачку призабойную зону необходимого объема кислотной композиции производят по затрубью акцептора без извлечения насосного оборудования с последующей выдержкой в течение 2 – 3 ч. После выдержки для продавки кислотной композиции направляют поток добываемой продукции донора по трубопроводу в затрубье акцептора с давлением не превышающем давление гидроразрыва пласта (для исключения нарушения целостности обрабатываемого пласта). Производят подготовительно-заключительные работы и запуск скважины в эксплуатацию.
При необходимости ОПЗ в скважине – доноре скважины меняют местами: скважина – реципиент становится донором, а скважина – донор – реципиентом. Процесс кислотной обработки проводят аналогично с минимальными затратами времени только на переустановку входа и выхода трубопровода.
Подбор кислотной композиции, объем закачки и время выдержки, а также объем продавочной жидкости определяют согласно РД 153-39.0-969-16 «Инструкция по технологии выполнения ОПЗ добывающих скважин без привлечения бригады ПРС». Авторы на это не претендуют.
Пример конкретного выполнения.
Реализация мероприятий проекта проводилась в 2018 г. на скважинах №№3436, 3440, ведущих разработку карбонатных коллекторов турнейского яруса залежи №101 Ново-Елховского месторождения.
В рамках проекта предусматривалось обеспечение подвижности кислоты в пласте в процессе ее реагирования с породой с использованием технологии продавки кислотной композиции при помощи соседней добывающей скважины - донора, расположенной в непосредственной близости (12 м) с обрабатываемой скважиной – акцептором. Продавка кислотной композиции осуществлялась по трубопроводу - обвязанной технологической линии продукцией скважины – донора при помощи работающего глубинного насосного оборудования в непрерывном режиме. После проведения ОПЗ скважины менялись местами – донор становился акцептором и наоборот.
Таблица
| № п/п | № скв. | Показатели до ОПЗ | Показатели после ОПЗ | Прирост нфти, т/сут | ||||
| Qж, м3/сут | Qн, т/сут | Обв., % | Qж, м3/сут | Qн, т/сут | Обв., % | |||
| 1 | 3436 | 4,3 | 3,76 | 12,6 | 5,5 | 4,92 | 10 | 1,16 |
| 2 | 3440 | 7,6 | 6,81 | 10,4 | 9,4 | 8,26 | 12,1 | 1,45 |
Результаты проведения ОПЗ представлены в таблице.
При этом затраты на осуществление способа по сравнению с аналогом снизились примерно в 2,5 раза, а время на ОПЗ двух скважин – примерно в 4 раза. Порывов трубопровода, соединяющего скважины, не наблюдалось в ходе всех работ.
Предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины прост, надежен и дешев в применении за счет использования насосного оборудования и продукции пласта близлежащей скважины.
Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины, включающий закачку в призабойную зону необходимого объема кислотной композиции, выдержку в течение 2–3 ч, продавку продукцией пласта и проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что перед закачкой кислотной композиции, отбирают в кусту пару добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %, от одной скважины – донора прокладывают трубопровод, соединяющий выкидную линию насосного оборудования скважины – донора с затрубьем другой скважины – акцептора, закачку кислотной композиции производят по затрубью скважины – акцептора без извлечения насосного оборудования, для продавки кислотной композиции направляют поток добываемой продукции донора по трубопроводу в затрубье акцептора с давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта.
