СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений (патент RU №2261323, МПК E21B 43/27, опубл. 27.09.2005), включающий формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора, причем при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия

$$V_{З}+V_C<V_{ВНСl}<\frac{{10}^6\cdot {Р}_{ПЛ}\cdot \pi \cdot {\left(D_{ВН}-L\right)}^2}{4\cdot \rho \cdot g},$$

где V_BHCl - объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, м³;

V_З - объем зоны зумпфа скважины, м³;

V_C - объем ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта, м³;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

D_BH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L - толщина стенки НКТ, м;

ρ - плотность водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²,

а при последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, при этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, закачиваемым в трубное пространство, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в трубное и затрубное пространства НКТ, продолжая продавливание последним из указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, а перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле:

$$N_{ТПО}=\frac{V_{З}\cdot Z}{m_1\cdot k_1},$$

где N_ТПО - количество стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента, шт;

Z - концентрация поверхностно-активного вещества в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа скважины, кг/м³;

m₁ - масса одного стержня твердого пенообразователя без газообразующего агента, кг;

k₁ - массовое содержание поверхностно-активного вещества в стержне твердого пенообразователя без газообразующего агента, д. ед.,

при этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа, вводят в скважину твердый пенообразователь с газообразующим агентом, количество стержней которого рассчитывают по формуле:

$$N_{ТПОГ}=\frac{a\cdot {М}_{Г}\cdot V_{З}\cdot \left({С}_1-{С}_2\right)}{b\cdot M_{HCl}\cdot m_2\cdot k_2},$$

где N_ТПОГ - количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, шт;

a, b - стехиометрические коэффициенты уравнения реакции образования газовой фазы при газообразующем агенте и при соляной кислоте соответственно;

M_Г - молекулярная масса газообразующего агента твердого пенообразователя, г/моль;

C₁ - остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора, отобранной из зоны зумпфа скважины, кг/м³;

С₂ - концентрация соляной кислоты, необходимая для предотвращения выпадения ионов железа в осадок, кг/м³;

M_HCl - молекулярная масса соляной кислоты, г/моль;

m₂ - масса одного стержня твердого пенообразователя с газообразующим агентом, кг;

k₂ - массовое содержание газообразующего агента в стержне твердого пенообразователя с газообразующим агентом, д. ед.

Наиболее близким является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин (патент RU №2441979, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2012), 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. 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·МПа, 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 данных способов 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.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого, надежного и дешевого способа, дающего необходимые результаты при обработке призабойной зоны пласта кислотной композицией.

Техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающим закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой.

Новым является то, что в качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами, закачиваемый в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней.

Также новым является то, что при закачке менее 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят поддерживая давление в скважине 5-8 МПа.

В способе используют кислотные растворы, полученные в соответствии с описаниями изобретений к патентам №2331650 и 2331651: кислотный раствор агента, представляющий собой вязкую жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета с запахом уксуса, в составе содержит, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95%, уксусную кислоту - 50-5% и кислотный раствор, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95%, уксусную кислоту - 29,5-0,5%, остальное - уксусный ангидрид до 100. Они легко растворимы в пресных и минерализованных водах для приготовления рабочих концентраций.

Способ реализуется следующим образом.

В нефтедобывающую скважину для обработки призабойной зоны пласта закачивают 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами под давлением 5-8 МПа в пласт в течение 7-10 дней и в объеме до 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней. При закачке менее 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят поддерживая давление в скважине 5-8 МПа. При закачке 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента с фосфоновыми кислотами технологической жидкостью (например: вода, соленая вода, нефть и т.п.) под давлением 5-8 МПа.

Примеры конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежей в карбонатных отложениях филипповского горизонта кунгурского яруса и артинского яруса нижней перми. Линейные размеры залежей составляют 9,0×3,0 км и 8,8 км×2,8 км. Для увеличения проницаемостной характеристики пород в призабойной зоне пласта (ПЗП), позволяющей как добывные возможности, так и приемистость нагнетательных скважин, предлагается обработка ПЗП водным раствором агента с фосфоновыми кислотами.

В скважину с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 2506 м, вскрытую эффективной толщиной 5,6 м, проницаемостью 2,1×10^-3 мкм², продуктивностью 0,6 м³/(сут·МПа), закачали 0,7%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 11,2 м³ в течение 8 дней под давлением 5-6,8 МПа, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 8 дней. В качестве водного раствора агента с фосфоновыми кислотами использовали агент, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 75% и уксусную кислоту - 25%. Затем исследовали ПЗП этой скважины и получили следующие показатели: проницаемость - 2,84×10^-3 мкм², продуктивность - 1,08 м³/(сут·МПа).

В скважину с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 2536 м, вскрытой эффективной толщиной 5,6 м, проницаемостью 2×10^-3 мкм², продуктивностью 0,76 м³/(сут·МПа), закачали 1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 7,84 м³ в течение 10 дней под давлением 8 МПа, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 10 дней, подымая давление устьевым насосом до 8 МПа при снижении до 5 МПа, то есть поддерживая давление в интервале 5-8 МПа. В качестве водного раствора агента с фосфоновыми кислотами использовали агент, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 60%, уксусную кислоту - 30%, уксусный ангидрид - 10%. Затем исследовали ПЗП этой скважины и получили следующие показатели: проницаемость - 3,2×10^-3 мкм², продуктивность - 1,22 м³/(сут·МПа).

В скважине с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 1563 м, вскрытой эффективной толщиной 6 м, проницаемостью 2,2×10^-3 мкм², продуктивностью 0,7 м³/(сут·МПа), закачали в скважину 0,5%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 11,2 м³ в течение 5 дней под давлением 5 МПа, далее провели закачку 8 м³ в течение 2 дней, продавливая раствор агента с фосфоновыми кислотами глубже в пласт технологической жидкостью: соленой водой, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 7 дней. Затем исследовали ПЗП этой скважины и· получили следующие показатели: проницаемость - 2,6×10^-3 мкм², продуктивность - 0,99 м³/(сут·МПа).

Из приведенных примеров видно, что при использовании предлагаемого способа проницаемость увеличивается в 1,3-1,6 раза, продуктивность - 1,27-1,61 раза.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины прост и дешев в использовании за счет применения водного раствора агента с фосфоновыми кислотами в малой концентрации, что позволяет повысить проницаемость и продуктивность в среднем на 42%.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение проницаемости и продуктивности в среднем на 42% с одновременным упрощением и удешевлением способа обработки. Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины включает закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой. В качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами. Указанный раствор закачивают в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт указанного раствора технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней. При закачке менее 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят, поддерживая давление в скважине 5-8 МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающий закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой, отличающийся тем, что в качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами, закачиваемый в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке менее 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят, поддерживая давление в скважине 5-8 МПа.