Способ технологической обработки скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - упрощение способа обработки скважины без снижения эффективности обработки, расширение арсенала технических средств. В способе технологической обработки скважин, включающем изоляцию скважины с помощью двух пакеров, которые устанавливают на обрабатываемом интервале скважины, до установки верхнего пакера вызывают циркуляцию и промывают скважину технологической жидкостью до выхода чистой жидкости из скважины, определяют приемистость продуктивного пласта, изготавливают нефтекислотную эмульсию, содержащую 50 мас.% кислотной композиции, содержащей HCl 12 мас.%, и 50 мас.% сырой нефти, из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала скважины и закачивают ее в скважину. После чего доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, устанавливают верхний пакер и продавливают нефтекислотную эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении, которое в процессе продавливания увеличивают от начального давления 0 атм до конечного давления не более 60 атм. После чего закачивают кислотную композицию, содержащую HCl 12 мас.%, в скважину в объеме 3-8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала скважины в непрерывном режиме при давлении закачки, которое в процессе закачки уменьшают от начального давления не более 60 атм. Продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения обрабатываемого интервала скважины от кислотной композиции, оставляют скважину на реагирование на 8 ч. Затем производят извлечение продуктов реакции свабированием. В качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3 или пресную воду плотностью 1,02 г/см3. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при технологической обработке скважин.

Известен способ большеобъемной селективной кислотной обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах [RU 2547850 С2, Е21В 43/27, Е21В 33/138, 20.04.2015], включающий закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5-3м3 на 1 м нефтенасыщенного интервала и нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, при этом, закачку кислотного состава осуществляют с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, которые определяют математическим моделированием процесса с учетом изменения устьевого и забойного давления, типа кислотного состава, типа отклонителя, пористости и проницаемости породы, причем, для оптимизации расхода закачки кислотного состава получают зависимости оптимального расхода закачки от удельного объема закачки реагентов с различными константами реакции, с целью минимизации погрешности расчета оптимального расхода закачки кислотного состава объем каждой последующей оторочки определяют согласно соотношению

где - общий объем кислотного состава, - объем первой пачки, n - число стадий, для определения оптимального соотношения объем отклонителя к объему кислоты используют критерии

где Sd, Sd max - псевдоскин отклонителя и его максимальное значение соответственно, D, Dmax - дисперсия дебита по пропласткам и его максимальное значение соответственно, объем отклонителя определяют в зависимости от неоднородности среды и с учетом указанного удельного объема кислотного состава, при этом оптимальный объем отклонителя для каждой i-й стадии определяется соотношением , а оптимальный объем кислоты, обеспечивающий наибольший экономический эффект, определяют по расчетной зависимости коэффициента возврата вложенных средств от объема кислотного состава.

Известный способ не обладает достаточной эффективностью.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ технологической обработки скважин [RU 2600137 С1, E21B 43/27, 20.10.2016], при котором производят глушение скважины, проводят пойнтервальную болынеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для чего изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров, закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом, проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты в течение 6-8 часов, после проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования, проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним рН продукции скважины, и, если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта.

Недостатком способа является его относительно высокая сложность.

Задачей, решаемой в изобретении, является создание более простого и менее затратного способа обработки скважины без снижения эффективности обработки.

Требуемый технический результат заключается в повышении качества обработки призабойной зоны скважин, упрощении технологической обработки скважин за счет снижения числа спускоподъемных операций.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе технологической обработке скважин, заключающемся в том, что, изолируют скважину с помощью двух пакеров, которые устанавливают на обрабатываемом интервале скважины, и осуществляют закачку кислотной композиции, согласно изобретению, до установки верхнего пакера вызывают циркуляцию и промывают скважину технологической жидкостью до выхода чистой жидкости из скважины, определяют приемистость продуктивного пласта, изготавливают нефтекислотную эмульсию, содержащую 50 мас.% кислотной композиции, содержащей HCl 12 мас.%, и 50 мас.% сырой нефти из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала скважины, и закачивают ее в скважину, после чего доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, устанавливают верхний пакер и продавливают нефтекислотную эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении, которое в процессе продавливания увеличивают от начального давления 0 атм до конечного давления не более 60 атм, после чего закачивают кислотную композицию, содержащую HCl 12 мас.%, в скважину в объеме 3 - 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала скважины в непрерывном режиме при давлении закачки, которое в процессе закачки уменьшают от начального давления не более 60 атм, продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения обрабатываемого интервала скважины от кислотной композиции, оставляют скважину на реагирование на 8 часов, после чего производят извлечение продуктов реакции свабированием, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3 или пресную воду плотностью 1,02 г/см3. Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин плотностью 1,15 г/см3.

Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3.

Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют пресную воду плотностью 1,02 г/см3.

Предлагаемый способ направлен на поинтервальную обработку карбонатных пропластков продуктивных горизонтов с использованием двухпакерной компоновки, блокировки высокопроницаемых трещин и увеличение давления в призабойной зоне пласта закачкой нефтекислотной эмульсии, закачки больших объемов кислоты в непрерывном режиме. Отличием от известного способа обработки призабойной зоны скважины и близких ему заключается в использовании нефтекислотной эмульсии, что обеспечивает исключение возможности поглощения кислотной композиции в пласт в условиях посажанных пластовых давлений.

Данная технология позволяет провести обработку продуктивных горизонтов с индивидуальным подходом к каждому нефтенасыщенному пропластку, что значительно увеличивает качество проведения мероприятия по интенсификации добычи нефти. Закачиваемая нефтекислотная эмульсия снижает неоднородность карбонатного коллектора, начинает реагировать с породой и выступает в роли потокоотклонителя. В свою очередь, нагнетаемая затем кислота в большом объеме значительно проникает в продуктивный пропласток и начинает реагировать с матрицей породы. Все это позволяет наиболее широко и качественно охватить обработкой как в глубину, так и по простиранию нефтенасыщенный пропласток, увеличить его фильтрационно-емкостные свойства и восстановить или увеличить фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины. Итогом мероприятия по интенсификации добычи нефти является увеличение продуктивности скважины.

Реализуется способ технологической обработки скважин последовательным выполнением следующих операций.

Спускают в скважину компоновку до глубины обрабатываемого интервала: пакер механический (ПРО-ЯМО) + фильтр + патрубки + упорный пакер + лифт на насосно-компрессорные трубы (НКТ) до глубины установки пакеров. Расстояние между пакерами выбирается исходя из толщины обрабатываемых интервалов и возможности проведения обработка призабойной зоны (ОПЗ) за счет одного спуско-подъема всей компоновки. Обработка интервалов проводиться сверху-вниз со спуском компоновки.

Предварительно выполняют прямую промывку скважины технологической жидкостью. Для этого при непосаженном верхнем пакере вызывают циркуляцию и промывают скважину до выхода чистой жидкости из скважины в желобную емкость. Это позволяет очистить перфорационные отверстия и ствол скважины от различных механических примесей и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) для лучшей фильтрации кислоты по стволу скважины и интервалу перфорации при обработке призабойной зоны.

Определяют приемистость продуктивного пласта с помощью цементировочного агрегата с наибольшим давлением насоса в 320 кгс/см2 (ЦА-320) с закачкой технологической жидкости. Это позволяет узнать возможности закачки рабочего агента. Определяется объемом технологической жидкости, закачиваемый в продуктивный пласт в единицу времени.

Готовят нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Такое соотношении объема эмульсии на обрабатываемый интервал позволяет «закупорить» высокопроницаемые трещины и снизить неоднородность коллектора. Для этого размешивают в бункере ЦА-320 сырую нефть и HCl 12% в соотношение 1:1 (50% сырой нефти и 50% HCI-12%) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии.

Закачивают нефтекислотную эмульсию в скважину. Для этого доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, сажают верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении не более 60 атм, преимущественно 40…60 атм. Такое значение расхода и давлении закачки обеспечивает оптимальную закачку густой нефтекислотной эмульсии.

Закачивают кислотную композицию HCl-12% в скважину в объеме 3-8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме при давлении закачки не более 60 атм. Выбор объема закачки на 1 м обрабатываемого интервала зависит от состоянии цементного камня за эксплуатационной колонной, определяемый по результатам акустического контроля цементирования (АКЦ) и скважинно гамма-дефектометрии-толщинометрии (СГДТ), а также от близости краевых и подошвенных вод.

Как показывают результаты испытаний на скважинах, при использовании объема кислоты до 3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, эффект от проведения обработки составляет менее 3 месяцев. Этого объема недостаточно для полноценной и качественной обработки карбонатных пластов, т.к. не весь объем породы вступает в реакцию с кислотой. Использование же объема кислоты более 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала может привести к заколонным перетокам, преждевременному обводнению пропластков и повышению неоднородности пропластков за счет создания каверн.

Продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения ствола скважины от кислоты.

Оставляют скважину на реагирование на 8 часов. В течении этого времени происходит наиболее качественное растворение карбонатов и полная нейтрализация кислоты.

Производят извлечение продуктов реакции свабированием после обработки каждого продуктивного пласта. Для этого устье скважины оборудуют специальным геофизическим лубрикатором, рядом с устьем встает геофизический подъемник, оснащенный каротажным кабелем, и спускают на кабеле в насосно-компрессорные трубы сваб, состоящий из резинометаллических манжет, мандрели, вертлюга и грузовой штанги. При помощи сваба снижают уровень жидкости в скважине для вызова притока нефти и очистки призабойной зоны скважины от продуктов реакции кислоты с породой. Объем откаченной жидкости не должен быть меньше объема закаченных в ходе обработки реагентов и технологической жидкости.

По завершению свабирования спускают компоновку до следующего обрабатываемого пласта и проводят обработку призабойной зоны.

По завершению обработки всех пластов срывают оба пакера и проводят свабирование общим фильтром до получения нефти и значения рН не меньше 6. Поднимают компоновку для проведения ОПЗ, спускают глубинно-насосное оборудование (ГНО) и запускают скважину в работу.

Пример конкретного выполнения способа технологической обработки скважины.

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины №1239 глубиной 1130,8 м. Продуктивные пласты перфорированы в интервалах 1099,0-1101,0 м; 1115,0-1117,5 м и представлены карбонатными породами верейского горизонта порово-трещинного типа. Плотность существующей перфорации составляет 10 отверстий на погонный метр скважины. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 0,34 т/сут., дебите нефти 0,25 т/сут., обводненности 26,01%.

Остановили скважину. Подняли глубинно-насосное оборудование. Собирают и спускают в скважину компоновку: пакер ПРО-ЯМО + фильтр + патрубки + упорный пакер (расстояние между резинками пакеров 5 метров) + лифт на НКТ до глубины 1102,0 м с посадкой нижнего пакера на глубине 1102,0 м. Вызвали циркуляцию технологической жидкостью и промыли скважину до выхода чистой жидкости в желобную емкость.

Определили приемистость обрабатываемого пласта: 76,39 л/мин. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 11 атм.

Приготовили нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Размешали в бункере ЦА-320 сырую нефть и HCI-12% в соотношение 1:1 (50% сырой нефти и 50% HCl -12%) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии. Объем приготовленной нефтекислотной эмульсии составил 2 м3.

Интервал обработки 1099,0-1101,0 м. Через ЦА-320 довели нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, посадили верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт в объеме 3,3 м3. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 54 атм.

Закачали кислотную композицию HCl -12% в скважину в соотношении 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме. Начальное давление закачки составило 51 атм, конечное давление закачки составило 22 атм. Общий объем закаченной кислоты составил 10 м3. Продавили кислотную композицию в пласт технологической жидкостью в объеме 3,3 м3 до полного освобождения ствола скважины от кислоты. Оставили скважину на реагирование на 8 часов.

Произвели извлечение продуктов реакции свабированием: Нн=320 м Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 20 м3 (продукты реакции, вода, нефть).

Сорвали пакера и спустили компоновку: пакер ПРО-ЯМО + фильтр + патрубки + упорный пакер (расстояние между резинками пакеров 5 метров) + лифт на насосно-компрессорные трубы до глубины 1119,0 м с посадкой нижнего пакера на глубине 1119,0 м.

Определили приемистость обрабатываемого пласта: 73 л/мин. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 15 атм.

Приготовили нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Размешали в бункере ЦА-320 товарную нефть и HCl -12% в соотношение 1:1 (50% HCl -12% и 50% товарной нефти) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии. Объем приготовленной нефтекислотной эмульсии составил 2,5 м3.

Интервал обработки 1115,0-1117,5 м. Через ЦА-320 довели нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, посадили верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт в объеме 3,4 м3. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 58 атм.

Закачали кислотную композицию HCl -12% + 0,2%МЛ-81Б + реагент контроля железа в скважину в соотношении 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме. Начальное давление закачки составило 55 атм, конечное давление закачки составило 35 атм. Общий объем закаченной кислоты составил 20 м3. Продавили кислотную композицию в пласт технологической жидкостью в объеме 3,4 м3 до полного освобождения ствола скважины от кислоты. Оставили скважину на реагирование на 8 часов.

Произвели извлечение продуктов реакции свабированием: Нн=250 м Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 35 м3 (продукты реакции, эмульсия, нефть).

Сорвали оба пакера и провели свабирование общим фильтром: Нн=300 м, Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 10 м3 (эмульсия, нефть). Отобрали пробу и провели анализ на определение водородного показателя: рН=6,58. Подняли компоновку для проведения ОПЗ, спустили глубинно-насосное оборудование и запустили скважину в работу. Показатели после мероприятия составили: дебит жидкости 4,43 т/сут., дебите нефти 2,55 т/сут., обводненности 42,38%. Прирост дебита нефти составил 2,3 т.

По предложенному способу было обработано 11 скважин. В результате обработки прирост дебита в скважинах составил: 3,0-4,0 т/сут с продолжительностью эффекта более 8-ми месяцев. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях прирост дебита скважины составлял не более 1,0-2,0 т/сут и продолжительностью не более 1-3 месяцев.

Таким образом, предложенный способ позволяет значительно качественнее провести обработку призабойной зоны скважин за счет поинтервальной обработки каждого продуктивного пропластка и обеспечении возможности эффективного использования больших объемов соляно-кислотной композиции в совокупности с нефтекислотной эмульсией, что не снижает и даже повышает эффективность обработки скважин. Применение двухпакерной компоновки, в свою очередь, снижает число спускоподъемных операций, что значительно упрощает способ, обеспечивает его более оперативную реализацию и снижает конечную стоимость проведения ОПЗ.

Способ технологической обработки скважин, включающий изоляцию скважины с помощью двух пакеров, которые устанавливают на обрабатываемом интервале скважины, и закачку кислотной композиции, отличающийся тем, что до установки верхнего пакера вызывают циркуляцию и промывают скважину технологической жидкостью до выхода чистой жидкости из скважины, определяют приемистость продуктивного пласта, изготавливают нефтекислотную эмульсию, содержащую 50 мас.% кислотной композиции, содержащей HCl 12 мас.%, и 50 мас.% сырой нефти из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала скважины, и закачивают ее в скважину, после чего доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, устанавливают верхний пакер и продавливают нефтекислотную эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении, которое в процессе продавливания увеличивают от начального давления 0 атм до конечного давления не более 60 атм, после чего закачивают кислотную композицию, содержащую HCl 12 мас.%, в скважину в объеме 3 - 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала скважины в непрерывном режиме при давлении закачки, которое в процессе закачки уменьшают от начального давления не более 60 атм, продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения обрабатываемого интервала скважины от кислотной композиции, оставляют скважину на реагирование на 8 часов, после чего производят извлечение продуктов реакции свабированием, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3 или пресную воду плотностью 1,02 г/см3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта за счет увеличения охвата воздействия пара на пласт и увеличения паровой камеры.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов из многоствольных скважин. При осуществлении способа бурят основной ствол скважины, производят заканчивание и интенсификацию основного ствола скважины, герметизацию основного ствола скважины посредством перевода устройства для водоотдачи бурового раствора в закрытое положение, бурение бокового ствола скважины, отходящего от основного ствола скважины, ввод соединения, которое обеспечивает механический доступ и гидравлическую связь с боковым стволом скважины и обеспечивает связь с основным стволом скважины, установку устройства для водоотдачи бурового раствора в верхней части оборудования для заканчивания основного ствола скважины, интенсификацию бокового ствола скважины через соединение, в то время как устройство для водоотдачи бурового раствора находится в закрытом положении, и разгерметизацию основного ствола скважины, обеспечивающую прохождение смешанного потока из основного ствола скважины и бокового ствола скважины.

Изобретение относится к гидромониторной насадке для кислотной обработки горизонтального ствола скважины. Гидромониторная насадка для кислотной обработки горизонтального ствола скважины содержит корпус с центральным соплом, размещенным на его переднем торце, и боковыми соплами, выполненными в виде сменных сопловых головок, и наружной резьбой, выполненной с противоположной стороны центрального сопла.

Группа изобретений относится к обрабатывающим жидкостям и способам использования в углеводородных резервуарах и, в частности, к использованию разлагающихся добавок в обрабатывающих жидкостях. Способ перекрытия отверстия в подземном пласте включает ввод обрабатывающей жидкости, содержащей несущую жидкость и зернистый лангбейнитный материал, в подземный пласт.

Изобретение относится к способам для интенсификации добычи нефти и закачки воды. Технический результат - возможность установления гидродинамической связи в условиях низкопроницаемого пласта, высокой вязкости и неоднородности, плотной кольматации пласта в прискважинной зоне.

Изобретение относится к способу повышения продуктивности скважин. Осуществляется закачка первой и второй оторочек в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к гидравлическим вибраторам, и предназначено для создания виброволнового воздействия соляно-кислотным раствором на призабойную зону нефтяных пластов. Устройство для виброкислотного воздействия на пласт содержит кислотостойкий корпус с герметично расположенными в нем электродвигателем и кривошипно-шатунным механизмом (КШМ) и рабочую камеру цилиндрической формы с впускным и выпускным отверстиями.

Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа.

Изобретение относится к добыче пластового флюида после стимуляции скважин кислотным гидроразрывом пласта, а именно к способу увеличения дебита скважины за счет выбора значений депрессии скважины, обеспечивающих открытость трещины гидроразрыва во время добычи. Для осуществления способа оптимизации добычи пластового флюида из скважины для выбранной скважины выполняют моделирование кислотного гидроразрыва пласта для заданных свойств пласта с учетом графика проведения кислотного гидроразрыва пласта и ожидаемого дебита скважины.

Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Состав содержит связующее - 5-90 об.% алкилового эфира кремнийорганического соединения, отвердители - 0,25-4,5 об.% катионного и 0,25-4,5 об.% неионогенного поверхностно-активных веществ (ПАВ), регулятор времени гелеобразования - водная фаза, остальное.
Наверх