Способ тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к области интенсификации добычи нефти путем тепловой обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины. Для осуществления способа тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины определяют зависимость структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностно-активного вещества. Осуществляют выбор поверхностно-активного вещества, для этого определяют структуру образующегося адсорбционного слоя, выбирают поверхностно-активное вещество, обеспечивающее образование на исследуемой поверхности частичного адсорбционного слоя. Осуществляют выбор скважины для проведения операции обработки, проводят контрольный замер дебита, устьевого и забойного давлений, проводят исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах. Проводят закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывочной жидкостью, установку пакерующего устройства в скважине. Выполняют последовательную закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, теплоносителя, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины. Достигается технический результат – повышение эффективности обработки призабойных зон добывающих скважин тепловым воздействием, снижение вязкости нефти и увеличение её притока в скважину.

 

Область техники.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к области интенсификации добычи нефти путем тепловой обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности обработки призабойных зон добывающих скважин тепловым воздействием, приводит к увеличению отдачи нефти.

Уровень техники.

Известен способ разработки нефтяного, или газового, или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды (источник [1]: патент RU 2293214), по которому спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ, нагретую до 70-80°С, смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым поверхностно - активным веществом (ПАВ) в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (источник [2]: патент RU 2222697). Включает закачку реагента в насосно-компрессорные трубы при закрытом затрубном пространстве, доставку реагента до забоя энергией сжатого газа затрубного пространства, закачку продавочной жидкости, продавливание реагента в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины и удаление продуктов реакции из пласта. Вначале производят очистку призабойной зоны скважины от жидкости, воды, конденсата и механических примесей. После закрытия скважины на забой опускают прибор - плотностномер для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины с установкой его на уровне верхних отверстий интервала перфорации. После этого закачивают реагент. Затем одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор. После этого в трубное и затрубное пространства производят закачку природного газа с поднятием давления на устье скважины до статического. Затем прокачивают техническую воду с ПАВ и стабилизатором.

Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и теплоносителя, причем в качестве теплоносителя применяют пар с добавкой щелочных поверхностно -активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%, а в качестве растворителя - жидкие продукты пиролиза, например, фракция 35-270°C (Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (источник [3]: патент RU 2151862)

Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей (источник [4]: RU 2224881). Способ включает последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества в скважину. Скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. Перед закачкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в пласт призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем. Затем порционно закачивают 0,5-0,7 мас.% водного раствора поверхностно-активного вещества. Объем закачки определяют по аналитическому выражению. Причем оторочку поверхностно-активного вещества продавливают в пласт теплоносителем. В качестве теплоносителя используют пар, а в качестве поверхностно-активного вещества - моющие вещества "МС-1" или "MB-1".

При реализации известных способов при выборе поверхностного-активного вещества (ПАВ) не учитывают структуру адсорбционного слоя образующуюся на поверхности. На поверхности породы образуется адсорбционный слой поверхностного-активного вещества (ПАВ) сплошной конфигурации, и не образуется частичный (периодический) адсорбционный слой, что снижает эффективность использования ПАВ.

В известных способах воздействия с термической обработкой проводимой в сочетании с использованием различных химических добавок, растворов поверхностно-активных веществ не учитывается структура образовавшегося адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ, что снижает теплообмен между теплоносителем и породой. В способах не производят определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностного-активного вещества, и выбор ПАВ таким образом, чтобы на исследуемой поверхности фиксировалось образование частичного адсорбционного слоя, что снижает потенциальную эффективность использования ПАВ и не обеспечивает возможного эффекта повышения отдачи нефти за счет увеличения отдачи тепла в пласт от используемого теплоносителя.

Сущность изобретения.

Технический результат, заключается в повышении эффективности обработки призабойных зон добывающих скважин тепловым воздействием, снижении вязкости нефти и увеличении её притока в скважину. Способ позволяет кратно повысить эффективность тепловых обработок призабойных зон добывающих нефтяных скважин.

Технический результат достигается тем, в способе тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины определяют зависимость структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностного-активного вещества (ПАВ), осуществляют выбор ПАВ, для этого определяют структуру образующегося адсорбционного слоя, выбирают ПАВ обеспечивающий образование на исследуемой поверхности частичного (периодического) адсорбционного слоя, осуществляют выбор скважины для проведения операции обработки, проводят контрольный замер дебита, устьевого и забойного давлений, проводят исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, проводят закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывочной жидкостью, проводят установку пакерующего устройства в скважине, проводят последовательную закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, теплоносителя, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины.

Осуществление изобретения.

Способ тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины включает определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностного-активного вещества, выбор ПАВ осуществляется таким образом, чтобы на исследуемой поверхности фиксировалось образование частичного (периодического) адсорбционного слоя.

Особенностью способа является определение концентрации поверхностно-активных веществ, при которой наблюдается образование частичного адсорбционного слоя на поверхности твердого тела. На данном этапе определяют геометрические параметры адсорбционного слоя: среднее расстояние между адсорбированными участками их среднее значение их высоты. На данном этапе также проводят исследования термоустойчивости адсорбционного слоя, для этого проводят исследования при нормальных условиях и при повышенной температуре. Наилучшим способом для определения концентрации поверхностно-активных веществ, при которой наблюдается образование частичного адсорбционного слоя на поверхности твердого тела решения является использование атомно-силового или электронного микроскопов с термошкафом.

Определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации ПАВ возможно с применением атомно-силового или электронных микроскопов, позволяющих проводить прямые и косвенные измерения структуры адсорбционного слоя на исследуемой поверхности. В качестве исследуемой поверхности может использоваться слюда, шлифы керна нефтяного пласта, стекло и т.д. Готовится водный раствор ПАВ заданной концентрации, далее в этот раствор помещается исследуемая поверхность, для создания адсорбционного слоя ПАВ. Далее исследуемая поверхность с нанесённым адсорбционным слоем помещается в сушильный шкаф для «осушки» при температуре, соответствующей пластовой температуре моделируемого месторождения/объекта. После 24 часов исследуемый образец изучается с помощью методов АСМ и ЭМ.

В данном случае, для каждого типа ПАВ при одинаковой концентрации будут наблюдаться разные структуры адсорбционных слоев (монослойное сплошное покрытие поверхности молекулами ПАВ, двухслойное сплошное покрытие поверхности, периодическое покрытие поверхности молекулами ПАВ). Целевой концентрацией ПАВ является такая, при которой адсорбционный слой будет являться периодическим.

Выбор конкретного ПАВ и конкретной концентрации среди всех писследованных осуществляется по следующему алгоритму:

• Исследуется структура адсорбционной поверхности при 5-6 одинаковых концентрациях для каждого ПАВ.

• Отбраковываются концентрации при которых наблюдается сплошное адсорбционное покрытие исследуемой поверхности.

• Для оставшихся концентраций проводится расчёт средней высоты адсорбционных кластеров и среднее расстояние между кластерами

• Выбирается такая концентрация и марка ПАВ, для которой соотношение среднего расстояния между кластерами к их высоте стремится к 13 (при таких значениях наблюдается максимальное увеличение теплопередачи и следовательно повышается эффективность обработки).

Как показывает практика разработки месторождений, на каждом месторождении (у каждого предприятия) используется определенный набор ПАВ - поэтому для выбора ПАВ необходимо проводить исследования из числа используемых. Основное требование к ПАВ в данном случае - его доступность, относительная дешевизна, зарекомендованная эффективность.

Осуществляют выбор скважины для проведения операции тепловой обработки. Подбор скважины осуществляется на основании анализа фонда действующих добывающих скважин. Основной критерий выбора скважин для проведения тепловой обработки является значительное снижение продуктивности скважины по сравнению с соседними работающими скважинами.

Использовать выбранный ПАВ можно не только под конкретную скважину, а в целом для месторождения/объекта, если литология не отличается по месторождению/объекту. Если же месторождению/объекту свойственно значительное литологическое различие, то исследования рекомендуется проводить для каждого литотипа отдельно, с целью получения рецептур ПАВ максимально эффективных для каждого конкретного исследуемого литотипа.

Выбор того или иного ПАВ влияет на интенсивность теплоотдачи от теплоносителя (например горячей воды) к пласту в призабойной зоне пласта, и соответственно повышает эффективность обработки скважины, что приводит к увеличению отдачи нефти. Для подтверждения этого можно рассмотреть процесс фильтрации жидкости в нефтяном коллекторе как простое течение жидкости в канале. При течении жидкости в канале, за счет сил сопротивления (внутренних и внешних) в области рядом со стенкой канала (пристеночный слой) будет образовываться зона, в которой скорость течения жидкости будет практически нулевая. Указанная область в данном случае может выступать «барьером» при передаче тепла от теплоносителя к стенкам канала. Согласно проведенным авторами теоретическим и практическим исследованиям, если на поверхности такого канала создать выступы (создать искусственную шероховатость) будет происходить срыв (или разрушение) вязкого подслоя. В результате этого, в пристеночном слое за счет наличия выступов будет происходить «перемешивание» жидкости, в результате этого будет происходить интенсивный теплообмен между основным потоком и стенкой канала. Если описанную модель масштабировать или перенести к нефтяному пласту – периодическая адсорбция молекул ПАВ на поверхности породы будет способствовать более интенсивной теплоотдаче от горячей воды к пласту в призабойной зоне пласта.

Далее, на скважине проводят ряд контрольных замеров: замеряют дебит нефти и воды, устьевое и затрубное давление. Исследования скважины на установившихся и неустановившихся режимах. Проводят гидродинамические исследования скважины - определяют коэффициент продуктивности, а также состояние призабойной зоны пласта.

Далее проводят предварительную обработку скважины кислотосодержащим составом. Проводят закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывочной жидкостью. В качестве кислотосодержащего состава может выступать соляная кислота. Закачку в скважину осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб. Кислотосодержащий состав продавливается на забой по насосно-компрессорным трубам буферной жидкостью (безводной нефтью в объеме 1 м³). Далее проводят выдержку скважины в течение 2-4 часов для реагирования кислотосодержащего состава с породой. Данный технологический этап необходим для удаления из призабойной зоны скважины асфальтосмолопарафиовых отложений, очистки фильтрационных каналов от механических примесей и частиц породы, ограничивающих фильтрацию жидкости. Количество кислотосодержащего состава определяется из расчета 1 м³ на 1 м эффективной перфорированной толщины пласта. Продукты реакции кислотного состава удаляются из скважины промывкой скважины. Промывка скважины производится посредством закачки промывочной жидкости в затрубное пространство и выход ее через колонну насосно-компрессорных труб.

Производят установку пакерующего устройства в скважине на глубине, превышающей интервал продуктивного пласта на 100-200 м. Перед установкой пакерующего устройства рекомендуется проведение предварительной очистки стенок эксплуатационной колонны в месте установки пакерующего устройства для его герметичной посадки.

В дальнейшем производят последовательную закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, теплоносителя, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины. Закачивают состав, представляющий смесь воды и поверхностно-активного вещества. Концентрация поверхностно-активного вещества определяется по результатам лабораторных исследований, описанных выше, и должна обеспечивать образование частичного адсорбционного слоя на поверхности породы (чередующиеся гидрофильные участки поверхности нефтяного коллектора и гидрофобные участки адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества). Такая структура поверхности будет способствовать срыву вязкого подслоя при течении жидкости в канале. Срыв вязкого подслоя будет способствовать более интенсивному прогреву пласта теплоносителем в результате более интенсивного перемешивания жидкости в пристеночном слое, что будет выражаться в увеличении подвижности нефти за счет снижения ее вязкости в результате ее более интенсивного прогрева.

В качестве теплоносителя возможно применение горячей воды в объеме 250-300 м³.

После завершения закачки всех технологических жидкостей, производят технологическую выдержку скважины в течение 24 часа.

После проведения операции, в скважину спускается глубинно-насосное оборудование, скважина подключается ко всем технологическим системам сбора, подготовки и учета добываемой продукции. Осуществляется вызов притока из пласта в скважину созданием пониженного давления на забое добывающей скважины.

Способ применяют для интенсификации добычи нефти, при тепловой обработке призабойных зон добывающих скважин. Технический результат, заключается в повышении эффективности обработки призабойных зон добывающих скважин тепловым воздействием, снижении вязкости нефти и увеличении её притока в скважину. Технический результат обусловлен проведением предварительной обработки призабойной зоны добывающей скважины раствором поверхностно-активного вещества определенной марки и концентрации. За счет предварительной обработки призабойной зоны скважины раствором поверхностно-активных веществ на поверхности породы образуется частичный адсорбционный слой, который увеличивает теплообмен от закачиваемого в скважину теплоносителя к породе пласта. Далее на добывающей скважине проводится тепловое воздействие согласно принятым в нефтяной индустрии подходам (закачка горячей воды; закачка пара; пароциклические обработки и др.).

За счёт наличия адсорбционного периодического слоя поверхностно-активного вещества происходит дополнительный прогрев околоскважинного пространства нефтяного пласта, что в свою очередь приводит к дополнительному снижению вязкости нефти относительно существующих вариантов технологий - отсутствии ПАВ, либо сплошной конфигурации адсорбционного слоя ПАВ. Дополнительное снижение вязкости нефти позволяет увеличить её приток в скважину.

Способ обеспечивает увеличение эффективности тепловой обработки продуктивного пласта, при этом восстанавливается гидравлическая связь пласта со скважиной, снижается вязкость нефти за счет дополнительного нагрева, повышается дебит нефти, увеличивается количество нефти и уменьшается количество воды в продукции добывающих скважин.

Способ может быть применен при обработке призабойной зоны скважин на месторождениях с повышенной вязкостью нефти для увеличения притока нефти в скважину из пласта. Для условий конкретного месторождения обеспечивает подбор оптимальной рецептуры растворов ПАВ, применяемых для обработки.

Способ тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины, характеризующийся тем, что определяют зависимость структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностно-активного вещества, осуществляют выбор поверхностно-активного вещества, для этого определяют структуру образующегося адсорбционного слоя, выбирают поверхностно-активное вещество, обеспечивающее образование на исследуемой поверхности частичного адсорбционного слоя, осуществляют выбор скважины для проведения операции обработки, проводят контрольный замер дебита, устьевого и забойного давлений, проводят исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, проводят закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывочной жидкостью, установку пакерующего устройства в скважине, проводят последовательную закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, теплоносителя, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины.