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 S_d, S_{d max} - псевдоскин отклонителя и его максимальное значение соответственно, D, D_max - 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.