СПОСОБ ОБРАБОТКИ МАЛОПРОНИЦАЕМОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/16 E21B43/27 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам увеличения нефтеотдачи малопроницаемых продуктивных пластов путем обработки их кислотой.

Известен способ обработки продуктивных пластов с использованием кислоты (см. А.С. №840309, МПК 7 Е 21 В 43/22), согласно которому перед нагнетанием кислотного раствора в скважину закачивают водный раствор гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) массовым содержанием 5-20 % для закупоривания наиболее дренированной части пласта и проникновения кислоты в малопроницаемые и невыработанные пласты, так и в отдаленные от скважины зоны.

Однако его использование для обработки малопроницаемых продуктивных пластов не дает желаемых результатов, поскольку закачивание полимерного материала (гипана) в скважину резко ухудшает коллекторские свойства пласта, без того обладающего малой проницаемостью. При отказе от закачивания закупоривающего материала в статическом режиме обработка кислотой также малоэффективна, поскольку пристенная зона продуктивного пласта загрязнена экранирующим слоем из насыщенных карбонатов и продуктами реакции с породой, которые замедляют проникновение свежих порций кислоты в глубь пласта.

Его недостатки частично устранены в способе, принятом в качестве прототипа.

Известен также способ обработки продуктивного пласта с целью повышения эффективности обработки и увеличения добывных возможностей пласта (см. Р. Д. - 39-0147585-020 ВНИИ - 86 «Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважины на основе гетерогенных жидкостей и гидродинамических эффектов»).

Способ предусматривает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с устройством для создания гидроимпульсов в интервале продуктивного пласта и закачку через них в пласт кислоты или других обрабатывающих жидкостей с производительностью, с которой принимает пласт, одновременно создавая устройством гидроимпульсы (гидроудары).

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Недостатком его является то, что он не обладает достаточной эффективностью в силу технологических особенностей, кроме того, в процессе продавливания в пласт кислоты частота и амплитуда создаваемых гидроимпульсов, а также создаваемое давление скважина - пласт не контролируется, т.е. обработка ведется бесконтрольно, следовательно, не в оптимальном режиме.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки пласта в оптимальном технологическом режиме, следовательно, и увеличение добывных возможностей скважины.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим спуск в скважину колонны НКТ с гидропульсатором до зоны продуктивного пласта, закачку по ним расчетного объема кислоты в скважину в зону продуктивного пласта, продавку ее в обрабатываемый пласт под давлением и создание гидроимпульсов с помощью гидроимпульсатора и промывку скважины.

Новым является то, что перед спуском колонны НКТ с гидропульстатором сначала определяют геолого-физические параметры обрабатываемого пласта, состояние его разработки, текущие и планируемые показатели работы скважины, а при сильной загрязненности призабойной зоны пласта (ПЗП) подвергают ее и очистке, причем перед спуском гидропульсатора в его боковой стенке выполняют отверстие и устанавливают в нем обратный клапан, работающий на открытие со стороны полости НКТ, для закачки через него кислоты в скважину, спуск колонны НКТ с гидропульсатором осуществляют до подошвы продуктивного пласта, а после закачки кислоты их приподнимают до кровли столба кислоты и этим же насосом осуществляют обратную циркуляцию жидкости, оказывая при этом давление на столб кислоты, одновременно воздействуя на нее и гидроимпульсами, далее, не прекращая циркуляции, постоянно ведут контроль над приемистостью пласта и, изменяя амплитуду давления на пласт, приоткрывая или закрывая кран, установленный на линии скважина - мерная емкость насоса на устье скважины, добиваются наступления оптимального режима нагнетания кислоты в пласт.

Также новым является и то, что для контроля над объемом продавливаемой кислоты в пласт объем жидкости для обратной циркуляции выбирают не менее объема закачанной в скважину кислоты, при этом обратную циркуляцию жидкости продолжают до тех пор, пока жидкость в мерной емкости насоса не израсходуется.

Новое и то, что в качестве кислоты для обработки пласта используют раствор соляной кислоты с ингибитором коррозии.

Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг.1 схематически изображена скважина со спущенной колонной НКТ с гидропульсатором в подошвенную зону продуктивного пласта после закачки расчетного объема кислоты в скважину.

На фиг.2 - то же, колонна НКТ с гидропульсатором находится над столбом кислоты после создания серии гидроимпульсов, процесс обратной циркуляции жидкости.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Сначала определяют геолого-физические параметры обрабатываемого пласта, состояние его разработки, текущие и планируемые показатели работы скважины. Исходя из полученных данных выбирают объем закачиваемой кислоты, ее концентрацию и частоту и продолжительность обработки.

Перед началом обработки пласта призабойную ее зону (ПЗП), т. е. интервал расположения фильтра, очищают от налипшей туда грязи, асфальтопарафиносмолистых веществ и других отложений механическим или термохимическим способом, например, с использованием устройства, приведенного в описании к патенту РФ №2172399, М. Кл. Е 21 В 43/25; 43/27, опубл. в БИ №23, 2001 г. в котором термохимическая обработка ПЗП сопровождается механической очисткой. Это устройство содержит трубчатый корпус с присоединительными муфтами с возможностью вращения вокруг корпуса кожуха со спирально расположенными лопастями, на котором закреплены скрепки и армированные вставки из твердого сплава и реакционный наконечник с щелями и обратным клапаном.

Далее после окончания подготовительных операций в скважину 1 опускают колонну НКТ 2 с гидропульстатором 3 до подошвы продуктивного пласта 4, предварительно выполнив отверстие в его корпусе и установив в нем обратный клапан 5, работающий на открытие со стороны полости НКТ. Затем по колонне НКТ закачивают расчетный объем раствора соляной кислоты 6 с ингибитором коррозии, которая, открыв клапан 5 гидропульсатора, заполняет интервал продуктивного пласта и над ним (см. фиг.1). При этом в качестве гидропульсатора используют устройство, описанное в патенте РФ №2151265, М. Кл. 7 Е 21 В 28/00, 43/25, опубл. в БИ №17, 2000 г., содержащее приводной узел, выполненный в виде статора и ротора с винтовыми зубьями, прерыватель потока и опорный узел. Или используют его усовершенствованный вариант по патенту РФ №2195544, 7 Е 21 В 28/00, 43/16, опубл. в БИ №36, 2002 г. аналогичной конструкции, как у патента РФ №2151265, но обладающий расширенными технологическими возможностями.

После закачивания кислоты расчетного объема колонну НКТ с гидропульсатором приподнимают до кровли столба кислоты и, предварительно заполнив мерную емкость 7 насоса контрольной жидкостью, объемом не меньшим, чем объем закачиваемой в скважину кислоты, осуществляют обратную циркуляцию. При этом в качестве насоса используют традиционный цементировочный агрегат ЦА -320 М. При обратной циркуляции жидкости последняя оказывает давление на столб кислоты и одновременно приводит в работу гидропульсатор, который, воздействуя гидравлическими импульсами давления, усиливает процесс проникновения кислоты в пласт. Так, например, при использовании забойного пульсатора по патенту РФ № 2151265, при диаметре его ротора 88-90 мм, с числом зубьев в количестве 9 шт. и статора - 10 зубьев, при расходе жидкости - 5-7 л/с, частота гидроимпульса составляет 9-12 Гц, с амплитудой пульсации давления 1,5-3,0 МПа, при этом гидравлическая мощность пульсации составляет 7,27-20 КВт. В ходе обратной циркуляции жидкости постоянно ведут контроль над приемистостью пласта и по убывающему расходу объема жидкости циркуляции в мерной емкости насоса судят об интенсивности проникновения кислоты в пласт. Изменяя амплитуду давления на пласт путем открытия или закрытия крана 8, установленного в системе циркуляции жидкости на устье на линии скважина - мерная емкость 7 насоса, добиваются оптимального режима нагнетания кислоты в пласт.

Обратную циркуляцию жидкости продолжают до тех пор, пока жидкость в мерной емкости насоса не кончится, она равна объему закачиваемой кислоты, что свидетельствует об окончании операции продавки кислоты в пласт.

После спуска колонны НКТ с гидропульсатором до подошвы продуктивного пласта и выдержки во времени скважину промывают путем создания обратной циркуляции жидкости, при которой выносятся продукты реакции кислоты с породой и производится дополнительная очистка прифильтровой зоны скважины.

На этом работа по обработке пласта заканчивается и скважину вводят в эксплуатацию.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем:

за счет расширения имеющихся каналов и пор, а также образования новых каналов в пласте за счет комплексного воздействия на пласт повышаются добывные возможности скважины, следовательно, увеличивается ее дебит. Способ не требует сложного оборудования, больших затрат времени и материальных средств, технологичен. Предварительные промысловые испытания дали положительные результаты.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам увеличения нефтеотдачи малопроницаемых продуктивных пластов путем обработки их кислотой. Обеспечивает повышение эффективности кислотной обработки пласта и увеличение добывных возможностей скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидропульсатором до зоны продуктивного пласта, закачку по ним расчетного объема кислоты в скважину, продавку её в обрабатываемый продуктивный пласт под давлением, создание гидроимпульсов с помощью гидропульсатора и промывку скважины. Согласно изобретению перед спуском колонны НКТ с гидропульсатором в боковой стенке последнего выполняют отверстие и устанавливают в нем обратный клапан, работающий на открытие со стороны полости НКТ для закачки через него кислоты в скважину. Спуск колонны НКТ с гидропульсатором осуществляют до подошвы продуктивного пласта. После закачки кислоты их приподнимают до кровли столба кислоты и этим же насосом осуществляют обратную циркуляцию жидкости, оказывая при этом давление на столб кислоты, одновременно воздействуя на нее и гидроимпульсами. Далее, не прекращая циркуляции, постоянно ведут контроль над приемистостью пласта. По убывающему расходу жидкости циркуляции в мерной емкости насоса судят об интенсивности проникновения кислоты в пласт. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ обработки малопроницаемого продуктивного пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с гидропульсатором до зоны продуктивного пласта, закачку по ним расчетного объема кислоты в скважину, продавку её в обрабатываемый продуктивный пласт под давлением, создание гидроимпульсов с помощью гидропульсатора и промывку скважины, отличающийся тем, что перед спуском колонны НКТ с гидропульсатором в боковой стенке последнего выполняют отверстие и устанавливают в нем обратный клапан, работающий на открытие со стороны полости НКТ для закачки через него кислоты в скважину, спуск колонны НКТ с гидропульсатором осуществляют до подошвы продуктивного пласта, а после закачки кислоты их приподнимают до кровли столба кислоты и этим же насосом осуществляют обратную циркуляцию жидкости, оказывая при этом давление на столб кислоты, одновременно воздействуя на нее и гидроимпульсами, далее, не прекращая циркуляции, постоянно ведут контроль над приемистостью пласта и по убывающему расходу жидкости циркуляции в мерной емкости насоса судят об интенсивности проникновения кислоты в пласт.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для контроля над объемом продавленной кислоты в пласт объем жидкости для обратной циркуляции выбирают не менее объема закачанной в скважину кислоты, при этом обратную циркуляцию жидкости продолжают до тех пор, пока не израсходуют жидкость в мерной емкости насоса.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислоты для обработки пласта используют раствор соляной кислоты с ингибитором коррозии.