Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти Российский патент 2022 года по МПК E21B43/27 E21B43/18 E21B47/06 

Изобретение относится к способам для интенсификации добычи нефти и закачки воды на объектах с трудноизвлекаемыми запасами нефти (далее ТИЗН) - с низкопроницаемыми коллекторами, высокой вязкостью нефти, неоднородностью коллектора по проницаемости путем создания вокруг скважины высокопроницаемой кавернозной зоны, обеспечивающей планируемые приток или приемистость, в том числе для поинтервальной обработки коллекторов в условиях наклонных и горизонтальных скважин.

Также может быть использовано для восстановления гидродинамической связи скважины с пластом, нарушенной закупоркой прискважинной зоны пласта минеральными и органическими частицами, привнесенными закачиваемой водой или добываемой продукцией.

Для создания или восстановления фильтрационных каналов в прискважинной зоне пласта необходимо растворить, разрушить минеральный скелет и продукты кольматации. Далее необходимо удалить эти продукты в ствол скважины или в удаленную зону пласта.

Основными для решения этих задач являются методы химического и баромеханического воздействия на прискважинную зону пласта.

Известен метод обработки прискважинной зоны скважин созданием каверн-накопителей методом проф. К.Б. Аширова /Муслимов Р.Х. и др. "Повышение продуктивности карбонатных коллекторов", ж-л "Нефтяное хозяйство", №10, 1987 г./. В прискважинную зону пласта закачивается соляная кислота 24% концентрации, первоначальный объем которой 100 л на 1 м толщины пласта. После времени, необходимого на полную реакцию с породой (3-4 часа), производится промывка забоя водным раствором МЛ-8Б или нефтью с целью выноса продуктов реакции, затем цикл повторяется, причем объем каждой последующей порции увеличивается на 20% (объем растворенной породы). Число циклов 5-8. Общий объем использованной кислоты 18-35 м³. По окончании работ производится свабирование с целью извлечения нерастворившихся частиц и остатков кислоты из прискважинной зоны скважины.

Недостаток метода в ограничении применения карбонатными коллекторами. В терригенных коллекторах метод неэффективен из-за малой активности кислот, способных растворять глинисто-кремнистые составляющие вмещающей породы.

Кроме того, химические методы в низкопроницаемых коллекторах малоэффективны ввиду трудности закачки химреагентов в пласт и обычно применяются после или одновременно с баромеханическим воздействием. Баромеханические методы, например, созданием переменных давлений на пласт, также малоэффективны при значениях давлений в шадящем режиме. Воздействие на пласт большими давлениями, гидроразрывом пласта является эффективными методами, но ограничены опасностью нарушения межпластовой перемычки, цементного кольца и не всегда могут быть использованы.

Проблема решается путем импульсного гидроразрыва пласта /Шипулин А.В., Купавых А.С. Опыт применения технологии избирательного баровоздействия // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 12. С. 71–74/. Для этого в интервале перфорации создают короткие импульсы давления амплитудой выше давления разрыва пласта, обеспечивающие избирательное по толщине пласта и радиусу по пласту воздействие.

Импульс давления характеризуется крутизной переднего и заднего фронтов импульса (амплитудно-временной характеристикой), амплитудой, длительностью импульса и частотой следования. Крутизна переднего фронта определяет количество и направленность трещин, амплитуда давления – степень открытия трещин, а длительность импульса ее длину или протяженность. Исходя из этого, для условий сложнопостроенных коллекторов объектов с ТИЗН предпочтительны импульсы давления с максимально возможной крутизной переднего фронта, обеспечивающей создание сети разнонаправленных трещин. Длительность импульса и амплитуда должны определяться требуемой длиной трещин и степенью их открытия. При этом возможность повторения импульсов позволяет выполнять послойную обработку прискважинной зоны пласта (ОПЗ), т.е. короткими импульсами давления можно проработать пласт на достаточно большую глубину по радиусу от точки приложения импульса.

Известен способ кислотной обработки прискважинной зоны пласта с карбонатным коллектором /RU №2451160/. Способ включает два цикла закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости, содержащих каждый импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью. Импульсную закачку раствора осуществляют до 5 мин с остановками на 6-10 мин, а закачку при постоянном давлении осуществляют порциями по 2-4 м³ с выдержкой между порциями 2-4 ч, причем закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа, при этом второй цикл кислотной обработки производят после снижения дебита скважины на 30-50%, а в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть.

Недостатком способа являются длительные затраты времени на закачку кислоты при приемистости пласта менее 1 м³/ч и незначительное баромеханическое воздействие при создании импульсов давления амплитудой 1…4 МПа.

Известен способ динамической обработки прискважинной зоны высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов /RU №2322578/. Способ осуществляется путем последовательной закачки в пласт кислотного состава и буферных жидкостей и вызова притока без выдержки скважины на реакцию. Обработку производят в два и более циклов закачки и извлечения реагентов, увеличивая каждый раз радиус обработки на 40-70 см. Закачку осуществляют в гидроимпульсном режиме с амплитудой гидроударов на пласт 2,0-10,0 МПа, а вызов притока - в режиме циклической депрессии, обеспечивающей максимальную продуктивность пласта после каждого цикла его обработки.

Способ малоэффективен в скважинах, где практически отсутствует приемистость при заданных значениях амплитуды гидроударов и давления закачки 2,0-10,0 МПа. Увеличение давления не всегда является возможным вследствие опасности создания разрушающей нагрузки на цементное кольцо, межпластовую перемычку.

Известен способ обработки прискважинной зоны пласта горизонтального ствола скважины и устройство для его осуществления / RU №2235865/, принятый за прототип.

В способе, включающем доведение рабочего агента до продуктивного интервала и его закачку в продуктивный интервал при периодическом репрессионном воздействии под избыточным давлением рабочего агента, перед потоком рабочего агента создают разрежение, концентрируют репрессионное воздействие в направлении обрабатываемого интервала парным и симметричным выходом давления к обрабатываемому интервалу на высоте не менее интервала перфорации обрабатываемого пласта, ограничивают распространение давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддерживают давление в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне.

В способе создают короткие репрессионные импульсы давления большой крутизны амплитудой выше горного давления с концентрацией в заданном интервале. Это позволяет выполнять обработки на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами с низкой проницаемостью коллектора и разнородными по проницаемости пропластками с использованием в качестве рабочей жидкости кислот, растворителей и других химреагентов.

Недостаток заключается в неполной очистке созданных гидроударным импульсом каналов от разрушенных и растворенных частиц. Операция создания разрежения, т. е. снижения давления в интервале скважины, способом и устройством по изобретению сложна технически и малоэффективна для полной очистки каналов. При углублении длины каналов и охвате воздействием большого радиуса по пласту требуется отбор больших объемов жидкости после каждого цикла гидроудара с созданием длительно действующих депрессий на пласт.

Задачей изобретения является создание способа обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, обеспечивающего возможность установления гидродинамической связи с пластом с рентабельными планируемыми притоком продукции или закачкой воды в условиях низкопроницаемого пласта и /или, высокой вязкости и неоднородности, также в условиях плотной кольматации пласта в прискважинной зоне.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти осуществляют выбор скважин и продуктивных коллекторов с приемистостью 0,1… 0,5 м³/ч, спуск в скважину колонны труб, как минимум, с гидроударным устройством с аккумуляцией давления в колонне труб, закачку в трубы и доводку до продуктивного пласта химреагентов, как минимум, кислотно-органической композиции, герметизацию межколонного пространства обрабатываемого интервала, циклическую закачку химреагентов в пласт с импульсами гидродинамического давления с амплитудой достигающей давления гидравлического разрыва пласта Р_грп, ожидание реакции, удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, проведение операций с контролем: давления на устье, приемистости притока и текущих объемов жидкости, отличающийся тем, что осуществляют выбор скважин с низкопроницаемыми экранированными продуктивными коллекторами, определяют допустимое давление на межпластовую перемычку Р_доп, в скважину спускают гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб, выполненное в виде запорного клапана многоциклового действия, а циклическую закачку химреагента осуществляют в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара с импульсом гидродинамического давления с крутизной переднего фронта импульса - не менее 30 атм/с, продолжают закачку с продавкой в пласт при давлении не более Р_доп до насыщения пласта в течение 5-15 мин, цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в колонну труб до полного излива жидкости из скважины, но не более объема химреагента, закачанного в цикле, повторяют циклы импульсной закачки с продавкой и изливом до стабилизации приемистости, после стабилизации приемистости стравливание давления и излив жидкости из пласта осуществляют в межколонное пространство, повторяют операции импульсной продавки и изливов в колонну труб и межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч, завершают операции закачкой в пласт запланированного объема химреагентов при достигнутых значениях давления и приемистости, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта.

В низкопроницаемых неэкранированных продуктивных коллекторах спускают в скважину гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб в виде запорного клапана многоциклового действия и концентратор давления, перекрывают межколонное пространство в середине обрабатываемого интервала концентратором давления, а циклическую закачку реагента осуществляют в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 30 атм/с, при этом контролируют амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара, повторяют операции аккумулирования давления в трубах и его стравливания в пласт до стабилизации амплитуды импульсов давления отражённой волны гидравлического удара, но не более 30 мин, цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в межколонное пространство с временной выдержкой до излива жидкости из скважины в объеме не более объема химреагента, закачанного в цикле, повторяют операции импульсной закачки и изливов в межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч, завершают операции закачкой в пласт расчетного объема химреагентов при допустимом давлении на пласт Р_доп, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, причем расчетный объем закачиваемого химреагента не должен превышать объем пор сферы в окружающей породе диаметром не более толщины обрабатываемого интервала с учетом увеличения пористости при растворении породы и создании микрокаверн.

Также поставленная задача в способе обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти решается тем, что обработку осуществляют с аэрированием прокачиваемых через колонну труб жидкостей.

Ограничительным признаком изобретения является выбор скважин и продуктивных объектов с приемистостью 0,1… 0,5 м³/ч. Приемистость пласта является параметром, доступным для определения в процессе обработки скважины и в этих пределах отражает низкую проницаемость коллектора, характерную для трудноизвлекаемых запасов нефти или сильное загрязнение прискважинной зоны.

Одной из сложностей нефтедобычи является отсутствие или малая толщина изолирующего экрана (межпластовой перемычки) от выше и нижерасположенных коллекторов. В зависимости от его наличия или отсутствия в изобретении предложены различные решения для низкопроницаемых коллекторов, обеспечивающие геологическую безопасность обработки скважин и исключения обводнения скважины или прорыва газовой шапки.

В скважинах с экранированными низкопроницаемыми продуктивными коллекторами вначале определяют допустимое давление на межпластовую перемычку Р_доп. Для его определения имеются методики, учитывающие толщину перемычки, механическую прочность слагающих пород и др.

Как известно, добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью 0,01…0,1 мкм² и ниже возможна при расширении площади притока (стока) из пласта. Это достигается гидроразрывом пласта, глубокой механической перфорацией, бурением боковых стволов и другими высокозатратными методами. Менее затратными являются комплексные обработки пласта, например, кислотой под большим давлением. Но метод ограничен невозможностью создания больших давлений, например, на старом фонде скважин, при отсутствии или малой межпластовой перемычке, в карбонатных коллекторах с поровой и трещинной проницаемостью. В карбонатных коллекторах, например, на башкирском ярусе Урало-Поволжья, необходимо давление ограничивать 3,0…4,0 Мпа во избежание раскрытия трещин и ухода в них реагентов.

В условиях низкой проницаемости закачка химреагентов, в том числе в циклическом режиме, требует значительных затрат времени и работы техники. Проблема может быть решена созданием гидроударных импульсов давления при закачке. Для этого в настоящем изобретении каждый цикл закачки начинают с гидравлического удара на пласт импульсом давления амплитудой до давления гидроразрыва пласта Р_доп с крутизной переднего фронта импульса не менее 3,0 МПа/с.

Глубина механического воздействия по радиусу скважины по Янтурину А.Ш. / А.Ш. Янтурин и др. Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта. Ж-л "Нефтяное хозяйство", 1986, №12, с.40…43/ при импульсе длительностью единицы секунд, содержащего при разложении по ряду Фурье частоты 0,5…20 Гц составляет не более 1…2 м. Таким образом, кратковременность импульса при повышенном давлении позволяет высокоэффективно воздействовать на ближнюю зону пласта и исключает опасность негативного воздействия по удаленной зоне, в том числе раскрытия трещин в карбонатном коллекторе. Крутизна переднего фронта импульса должна быть не менее 3,0 МПа/с. Это ограничение необходимо для эффективного трещинообразования во всех направлениях в прилегающей к скважине породе в зоне контакта с ударной волной.

В способе при экранированном коллекторе осуществляют циклическую закачку реагента в следующей последовательности:

1. Аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости - технологической или закачиваемого химреагента, в колонну труб при закрытом запорном клапане. Колонна труб с жидкостью будет находиться в энергетически напряженном состоянии, определяемым потенциальной энергией давления жидкости и растворенного газа, и упругих сил растяжения стенок металлических труб.

2. Открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 3,0 МПа/с. Накопленная в колонне труб энергия образует высокоскоростной фронт высокого давления, направленный на стенки скважины. Амплитуда импульса, его крутизна и длительность определяются величиной аккумулированного давления, толщиной стенок труб, диаметром и длиной колонны труб, количеством газовой фазы в жидкости, скоростью открытия запорного клапана. Также на эти параметры будет влиять состояние прискважинной зоны пласта. Приемистость пласта определяет крутизну и длительность импульса. Давление раскрытия трещин влияет на амплитуду импульса. Крутизна переднего фронта импульса определяется скоростью открытия запорного клапана. Его значение - не менее 3,0 МПа/с - обусловлено фактическими значениями параметра, достигаемыми глубинными клапанами золотникового типа.

3. Продолжают закачку с продавкой в пласт при давлении не более Р_доп до насыщения пласта, но не более 5…15 мин. Это позволяет доставить в раскрытые при гидроударе трещины и каналы закачиваемый химреагент, который вступает в реакцию с породой и твердыми частицами асфальто-смолистых, парафиновых и других отложений в течение времени раскрытого состояния трещин. Этот промежуток времени является характерным для глубинных пород и обусловлен явлением гистерезиса деформации при прямом и обратном нагружении породы импульсом давления. При отсутствии приемистости при закачке окружающая среда накапливает энергию в виде упругой деформации слагающих пород и потенциальной энергии давления, давление закачки поднимается и ограничивается в изобретении допустимым давлением Р_доп во избежание нагрузки на межпластовую перемычку. При наличии некоторой приемистости давление частично будет стравливаться с потоком жидкости в удаленную зону пласта и это позволяет закачать в пласт некоторый объем химреагента в течение времени 5-15 минут. Это время обусловлено необходимостью повторения импульсов гидроудара до достижения приемистости более 1 м³/ч.

4. Накопленная в пласте при закачке энергия в изобретении используется для создания депрессии на пласт и очистки каналов. Для этого цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в колонну труб. Объем изливаемой жидкости зависит от достигнутой приемистости и содержит непрореагировавший химреагент и продукты реакции. Для его полного реагирования создают временную выдержку до полного излива жидкости из скважины, но не более объема химреагента, закачанного в цикле. Задний фронт импульса давления также имеет высокую крутизну обратного гидроудара и оказывает разрушающее действие на породу.

Вследствие упругой деформации коллектора излив на первых импульсах происходит практически в полном объеме закачанной жидкости. По мере расширения высокопроницаемой зоны вокруг скважины и фильтрации реагента в удаленную зону пласта наблюдается уменьшающийся возврат закачанной жидкости, свидетельствующий об улучшении гидродинамической связи скважины с удаленной зоной пласта.

Циклы импульсной продавки с продавкой и изливом повторяют до стабилизации приемистости. Многократная импульсная закачка и излив обратно в колонну труб позволяет более полно отработать реагент, выполнить послойную по радиусу обработку пласта, охватить застойные зоны пласта дренированием. Стабилизация приемистости свидетельствует о выработке химических свойств реагента и для поступления свежего реагента осуществляют стравливание давления и излив жидкости из пласта в межколонное пространство путем срыва пакера и (или) открытия межколонной устьевой задвижки.

Далее периодически со свежим реагентом из колонны труб повторяют операции импульсной продавки и изливов в трубное и межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч. При этом значении приемистости дальнейшая закачка химреагентов облегчается и позволяет произвести обработку прискважинной зоны пласта на большую глубину с большими объемами кислот, растворителей и их композиций с меньшими затратами времени. Это значение приемистости позволяет производить непрерывную закачку реагента в пласт штатной техникой для ремонта скважин - ЦА-320, СИН и др. Операции завершают закачкой в пласт запланированного объема химреагентов при достигнутых значениях давления и приемистости, штатными операциями ожидания реакции и удаления продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, например, свабированием или глубокой продавкой в пласт закачанной кислоты в нагнетательных скважинах.

В скважинах с загрязненной прискважинной зоной пласта обработка производится до восстановления первоначальных параметров эксплуатации скважины.

На месторождении с высоковязкой нефтью процесс обработки ускоряется за счет разрушения структурной прочности нефти ударными импульсами давления и повышения ее подвижности.

Таким образом, вокруг скважины с низкопроницаемым коллектором образуется высокопроницаемая кавернозная зона, обеспечивающая увеличение фактического диаметра скважины и соответственно площади стока из низкопроницаемого пласта и достижение планируемых притока или приемистости скважины. Увеличение площади стока из пласта облегчает поступление из него нефти высокой вязкости.

В низкопроницаемых продуктивных неэкранированных коллекторах сложность обработки заключается в опасности продавки реагента в выше- и нижерасположенные пласты и прорыва к газовой шапке и водонасыщенному коллектору. В изобретении проблема решается созданием радиально-сферической фильтрации закачиваемого реагента из середины обрабатываемого интервала с ограничением объема закачки. Для этого в скважину спускают гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб в виде запорного клапана многоциклового действия и дополнительно концентратор давления.

В изобретении при отсутствии экрана ограничивают выбор объекта обработки толщиной коллектора не менее 5 м. Меньшие по толщине интервалы нецелесообразно обрабатывать вследствие малой радиальной глубины воздействия в связи с радиально-сферическим фронтом волны давления и ограничением объема закачки.

Концентратором давления перекрывают межколонное пространство в середине обрабатываемого интервала. Это позволяет создавать практически точечный источник импульсов с гидравлическими ударами с радиально-сферическим фронтом давления в обрабатываемом интервале. При этом будет создаваться сферическая зона разрушения породы, радиус и кавернозность которой будет увеличиваться от цикла к циклу обработки под действием механического разрушения породы и растворения закачиваемой кислотой и растворителями. Регулировкой объема закачиваемого реагента с учетом пористости коллектора в изобретении достигается возможность обработки заданного интервала пласта без воздействия на выше и нижерасположенные незащищенные экраном пласты.

Циклическую закачку химреагента при отсутствии экрана осуществляют в следующей последовательности (фиг. 2):

1. Аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости, например, этого же химреагента или технологической жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане (участок 1 фиг. 2).

2. Открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 3,0 МПа/с (участок 2 фиг. 2).

3. При этом контролируют амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара (участок 3 фиг. 2).

4. Повторяют операции аккумулирования давления в трубах и его стравливания в пласт до стабилизации амплитуды импульсов давления отраженной волны гидравлического удара, но не более 15…30 мин (участки 4, 5, 6, 7 фиг. 2).

5. Цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в межколонное пространство с временной выдержкой до излива жидкости из скважины в объеме не более объема химреагента, закачанного в цикле (участок 8 фиг. 2).

При этом продавка осуществляется во время импульса гидравлического удара на пласт. Это обеспечивается за счет:

а) Увеличения объема колонны труб при повышении в ней давления. Например, колонна насосно-компрессорных труб ГОСТ 633-80 длиной 1000 м, диаметром 73 мм, толщиной стенки 5,5 мм, из стали с механическими свойствами - модуль упругости (жесткости) Е= 2,1 * 10⁵ Мпа - материала труб, коэффициент Пуассона μ = 0,3, при давлении 10 Мпа по данным расчета по формуле Ляме для тонкостенных труб увеличивается в объеме на 0,02067 м³. При давлении 20 Мпа прирост объема труб равен - 0,0414 м³.

б) Сжатия растворенного газа или газовых пузырей в жидкости колонны труб. Влияние растворенного газа или газовых пузырей на объем жидкости, продавливаемой в пласт в течение импульса давления, зависит от первоначального давления газа. Например, газовый пузырь при атмосферном давлении 0,1 Мпа высотой 100 м в колонне труб НКТ-73 в интервале скважины 0-100 м, объемом 100*0,003=0,3 м³, давлением импульса 10,0 Мпа будет сжат до объема 0,003 м³. Прирост объема при стравливании давления с 10,0 Мпа до 0,1 Мпа составит 0,297 м³. Прирост такого же объема газа при стравливании давления на устье с 10,0 Мпа до 0,1 Мпа на глубине 1000 м составит 0,003-0,0015=0,0015 м³. При закачке в трубы аэрированной жидкости с вышеприведенным объемом газа 0,3 м³ при обработке интервала на глубине 1000 м степень аэрации составит 0,1 м³ газа на 1,0 м³ жидкости, но значение прироста объема жидкости с учетом равномерного распределения объема газа по длине колонны труб составит 0,5* 0,3=0,15 м³.

Таким образом, возможность импульсной продавки реагентов закачивать за один импульс достаточно большой объем реагента в пласт при высоком давлении Р_грп позволяет значительно ускорять обработку пласта в условиях его низкой проницаемости или приемистости.

Этот объем реагента в течение импульса гидроудара продавливается в пласт и при отсутствии приемистости в прискважинной зоне пласта поднимает давление на некоторую величину. При повторении гидроударов давление в обрабатываемом интервале в процессе накоплении энергии повышается близко к значению давления гидроразрыва пласта. При последующем стравливании давления и жидкости из пласта обратно в колонну труб удаляются подвижные твердые частицы, продукты реакции и непрореагировавший реагент. Повторение циклов импульсной продавки с продавкой и изливом после достижения высокого давления в пласте позволяет более полно отработать химреагент, создать вокруг скважины на некотором радиусе зону с высокой проницаемостью. Косвенно этот процесс обеспечивается за счет контроля амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара. Стабилизация амплитуды отраженных импульсов давления характеризует полную отработку реагента и после этого осуществляют стравливание жидкости в межколонное пространство скважины ограничивая его объемом, закачанным в пласт за цикл. Операции продолжают со свежей порцией реагента из колонны труб. Таким образом производится послойная обработка пласта с каверно- и трещинообразованием до достижения приемистости более 1 м³/ч, обеспечивающей снижение затрат времени и средств и нормальные режимы работы насосной техники.

Завершают операции закачкой в пласт расчетного объема химреагентов при допустимом давлении на пласт Р_доп, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта.

Расчетный объем кислоты, закачиваемой в пласт, не должен превышать объем пор сферы диаметром не более толщины коллектора ОПЗ с учетом увеличения пористости при растворении породы и создания микрокаверн. Это необходимо для исключения выхода сферического радиуса воздействия за пределы толщины обрабатываемого интервала при отсутствии изоляционного экрана (межпластовой перемычки).

На фиг. 3 приведена номограмма для подбора расчетного объема кислоты при двукратном заполнении объема пор кислотой в зависимости от толщины пласта Т и первоначальной пористости К_п породы коллектора.

Операции способа для неэкранированных коллекторов могут быть использованы в неоднородных по проницаемости коллекторах - для поинтервальной обработки низкопроницаемых пропластков, в том числе в горизонтальных скважинах. Для этого выделяют эти интервалы геофизическими исследованиями и обработку начинают с установки концентратора на нижнем низкопроницаемом интервале. Выполняют импульсную закачку реагента последовательно во все низкопроницаемые коллекторы с изливом, затем закачивают запланированный объем реагентов с установкой концентратора давления на нижней отметке обрабатываемых интервалов и осваивают скважину известными способами.

В связи с вышеизложенным можно сделать вывод о соответствии заявляемого предложения критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое предложение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "изобретательский уровень".

Изобретение представлено на фиг. 1, 2, где изображены теоретические диаграммы давления в прискважинной зоне пласта при гидроударно-волновой обработке для различных типов коллекторов и на фиг. 3 приведена номограмма расчетного объема соляной кислоты в зависимости от толщины пласта и пористости породы.

Способ реализуется следующим образом.

Для обработки осуществляют выбор скважин с приемистостью 0,1… 0,5 м³/ч. Это могут быть низкопроницаемые коллектора в нагнетательных или добывающих скважинах, скважины с глубокой и плотной кольматацией пласта твердыми продуктами, внесенными в прискважинную зону при эксплуатации скважины, скважины с высоковязкой нефтью и др. Обычно в этих скважинах химобработка затруднена из-за длительного процесса закачки химреагента в пласт. Процесс усложняется при ограничении давления продавки вследствие нарушений цементного кольца, эксплуатационной колонны, небольшой толщины межпластовой перемычки, при его отсутствии, близком расположении ВНК, ГНК и др. Для селективной обработки могут быть скважины с неоднородными интервалами по проницаемости, по насыщенности, в том числе горизонтальные.

В скважину спускают на трубах, например, насосно-компрессорных (НКТ) компоновку, содержащую как минимум пакер с хвостовиком, выше пакера гидроударное устройство, например, запорный клапан от испытателей пластов КИИ, пульсатор давления ПД-112 разработки ООО НПФ "Геофизика", устройства клапанные серии УК, клапан гидроударный серии КГ разработки ООО ИКЭС-нефть". При отсутствии межпластовой перемычки низ хвостовика оборудуют концентратором давления.

В коллекторе, защищенном экранами, по известным методикам определяют и задают значение допустимого давления на пласт при закачке химреагентов. Низ хвостовика устанавливают на нижней отметке обрабатываемого пласта. Выполняют закачку в НКТ химреагентов требуемого состава и расчетного объема. Например, соляной кислоты HCl концентрацией 24% для карбонатных коллекторов, ее различных композиций с плавиковой кислотой, например, ГК-МЛ для терригенных коллекторов в составе HCl - 11,0%, HF - 4,9%, и поверхностно-активного вещества МЛ-81Б-2,0%. Расчетный объем кислотной композиции задают в зависимости от толщины пласта и типа коллектора по технологическим регламентам нефтедобывающего предприятия и обычно составляет для неглубоких обработок призабойной зоны пласта 0,7-1,0 м³. Объем и тип растворителя для удаления органических отложений определяют по данным лабораторных исследований на отобранных из скважин образцах отложений.

Подсоединяют колонну труб к линии нагнетания насосного агрегата. Технологической жидкостью в расчетном объеме доводят химреагент до заполнения скважинного объема в обрабатываемом интервале. При пониженном уровне жидкости в скважине долив скважины не производят с целью аэрирования закачиваемых жидкостей и аккумулирования давления и большего объема продавки во время импульса гидроудара.

Далее устанавливают пакер. Выполняют циклическую закачку химреагентов продавкой под давлением в пласт в гидроимпульсном режиме с контролем приемистости и текущего объема закачиваемого химреагента. Для этого приподъемом колонны труб закрывают запорный клапан гидроударного устройства. Пакер герметично перекрывает обрабатываемый интервал. Насосным агрегатом с устья скважины поднимают давление в колонне труб до требуемого давления разрыва пласта Р_грп. Например, для карбонатного пористо-трещиноватого коллектора башкирского яруса месторождений Татарстана давление начала открытия трещин равно 5,0 МПа. Для полного открытия трещин необходимо давление 7,0…8,0 МПа. Для исключения ухода реагента в трещины допустимое давление Р_доп при закачке кислот выдерживается не более 3,0…4,0 МПа.

После набора давления в колонну труб производят их приспуск с разгрузкой веса колонны до заданного веса для полной посадки пакера. При этом запорный клапан открывается, и поток жидкости с большой скоростью под давлением из колонны труб поступает в обрабатываемый интервал скважины с созданием гидравлического удара на пласт. Длительность и крутизна фронтов импульса давления (фиг. 1 участок 1) определяется упругостью материала колонны труб и их длины, объемом сжатого газа в жидкости, скоростью открытия запорного клапана, проходными сечениями каналов. Эти значения для стандартных НКТ при глубинах месторождений до 3000 м соответствуют по эмпирическим данным крутизне переднего фронта импульса не менее 3,0 МПа/с, длительности не более 10 секунд. После создания импульса давления насосный агрегат продолжает закачку, но уже при пониженном давлении со снижением до значения Р_доп и выдержкой при Р_доп в течение 5…15 мин (фиг. 1, участок 2). В течение этого времени закачиваемый реагент заполняет имеющиеся и вновь созданные трещины, происходит реагирование карбонатов с кислотами, или твердых асфальто-смолистых частиц с растворителями. В породе создаются каверны, расширяются фильтрационные каналы, разрушенные частицы породы выпадают в эти каналы. Для удаления этих частиц осуществляют стравливание давления и излив жидкости вместе с продуктами реакции из пласта в колонну труб (участок кривой 3). Создают временную выдержку до выравнивания давления и излива жидкости из скважины в объеме до значения объема химреагента, закачанного в цикле.

Повторяют импульсную закачку с продавкой и изливом до стабилизации приемистости, свидетельствующей об отработке химреагента. После стабилизации приемистости срывают пакер и при открытой межколонной задвижке на устье скважины осуществляют стравливание давления и излив отработанного химреагента и продуктов реакции в межколонное пространство.

Повторяют операции импульсной продавки свежей порции химреагента из НКТ и излива до достижения приемистости более 1 м³/ч. Завершают операции штатными операциями ОПЗ скважин - дозакачкой в пласт запланированного объема химреагентов при достигнутых значениях давления и приемистости, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта.

Скважины с низкопроницаемыми неэкранированными продуктивными коллекторами, должны содержать коллектора для обработки толщиной не менее 5 м. С учетом требования радиально-сферической фильтрации рассчитывают объем закачиваемого химреагента, который не должен превышать объема пор сферы в окружающей породе, диаметром не более толщины обрабатываемого интервала с учетом увеличения пористости при растворении породы и создании микрокаверн. Например, для соляной кислоты можно воспользоваться номограммой на фиг. 3, где приведена зависимость объема V₃ соляной кислоты HCl-20% для безопасной закачки в пласт за 1 цикл при гидроударной обработке в зависимости от толщины пласта Т, м и пористости Кп, %. Для коллектора пористостью 5%, при толщине 10 м допустимый объем соляной кислоты HCl - 20% составит 30 м³.

В компоновке оборудования дополнительно к гидроударному устройству и пакеру низ хвостовика оборудуют концентратором давления. В его качестве может быть использован концентратор давления, например, по патенту RU №2235865 – прототипу настоящего изобретения. Концентратором давления по способу перекрывают межколонное пространство в середине обрабатываемого интервала. Закачивают в колонну труб химреагент, доводят его технологической жидкостью до заполнения обрабатываемого интервала, устанавливают пакер и выполняют циклическую закачку реагента в пласт. Закачка реагента в пласт осуществляется аналогично вышеописанным операциям с некоторыми отличиями, обусловленными необходимостью исключения нагрузки на выше и нижерасположенные пласты. Первые две операции идентичны вышеописанным. Аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане. Открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 3,0 МПа/с. Но при этом контролируют амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара и повторяют операции аккумулирования давления в трубах и его стравливания в пласт до стабилизации амплитуды импульсов давления отраженной волны гидравлического удара, но не более 15…30 мин. Амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара, контролируемые устьевым показывающим манометром на насосном агрегате, зависят от текущей приемистости пласта и степени поглощения энергии гидроудара пластом. Таким образом, стабилизация импульсов давления косвенно характеризует отработку химреагента и необходимость его замены свежей порцией из НКТ. Для этого цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в межколонное пространство с временной выдержкой до излива жидкости из скважины в объеме не более объема химреагента, закачанного в цикле.

Повторяют операции импульсной продавки свежей порции реагента из НКТ и изливов в межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч. Завершают операции закачкой в пласт расчетного объема химреагентов при допустимом давлении на пласт Р_доп, заданном геологической службой Заказчика и определяемой по методикам с учетом удаленности водоносного или газоносного коллектора, нагрузки на цементное кольцо и др. После закачки производят ожидание реакции на заданное время для используемого химреагента и освоение скважины с удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта.

Технико-экономический эффект изобретения заключается в обеспечении технологической возможности и снижении затрат времени на обработку прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти - с низкопроницаемыми коллекторами, высокой вязкостью нефти, в повышении качества освоения этих объектов, снижения затрат на освоение за счет исключения дорогостоящих методов ГРП и др.

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. Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти включает выбор скважин с низкопроницаемыми экранированными или неэкранированными продуктивными коллекторами с толщиной пласта не менее 5 м и с приемистостью 0,1-0,5 м³/ч. В экранированных коллекторах определяют допустимое давление на межпластовую перемычку Р_доп, в скважину спускают гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб в виде запорного клапана многоциклового действия. Осуществляют циклическую закачку химреагента в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара с импульсом гидродинамического давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 30 атм/с, продолжают закачку с продавкой в пласт при давлении не более Р_доп до насыщения пласта в течение 5-15 мин. Цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в колонну труб до полного излива жидкости из скважины, но не более объема химреагента, закачанного в цикле. Повторяют циклы импульсной закачки с продавкой и изливом до стабилизации приемистости. В неэкранированных коллекторах спускают в скважину указанное выше гидроударное устройство и концентратор давления, перекрывают межколонное пространство в середине обрабатываемого интервала концентратором давления. Циклическую закачку химреагента осуществляют в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 30 атм/с, при этом контролируют амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара, повторяют операции аккумулирования давления в трубах и его стравливания в пласт до стабилизации амплитуды импульсов давления отражённой волны гидравлического удара, но не более 30 мин. Цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в межколонное пространство до излива жидкости из скважины в объеме не более объема химреагента, закачанного в цикле. После стабилизации приемистости стравливание давления и излив жидкости из пласта осуществляют в межколонное пространство. В экранированных и неэкранированных коллекторах операции повторяют до достижения приемистости более 1 м³/ч, завершают операции закачкой в пласт запланированного объема химреагентов, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий выбор скважин и продуктивных объектов с приемистостью 0,1-0,5 м³/ч, спуск в скважину колонны труб с гидроударным устройством с аккумуляцией давления в колонне труб, закачку в трубы и доводку до продуктивного пласта химреагентов, как минимум, кислотно-органической композиции, герметизацию межколонного пространства обрабатываемого интервала, циклическую закачку химреагентов в пласт с импульсами гидродинамического давления с амплитудой достигающей давления гидравлического разрыва пласта Р_грп, ожидание реакции, удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, проведение операций с контролем: давления на устье, приемистости притока и текущих объемов жидкости, отличающийся тем, что осуществляют выбор скважин с низкопроницаемыми экранированными продуктивными коллекторами или неэкранированными продуктивными коллекторами с толщиной пласта не менее 5 м, в низкопроницаемых экранированных коллекторах определяют допустимое давление на межпластовую перемычку Р_доп, в скважину спускают гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб, выполненное в виде запорного клапана многоциклового действия, а циклическую закачку химреагента осуществляют в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара с импульсом гидродинамического давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 30 атм/с, продолжают закачку с продавкой в пласт при давлении не более Р_доп до насыщения пласта в течение 5-15 мин, цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в колонну труб до полного излива жидкости из скважины, но не более объема химреагента, закачанного в цикле, повторяют циклы импульсной закачки с продавкой и изливом до стабилизации приемистости, после стабилизации приемистости стравливание давления и излив жидкости из пласта осуществляют в межколонное пространство, повторяют операции импульсной продавки и изливов в колонну труб и межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч, завершают операции закачкой в пласт запланированного объема химреагентов при достигнутых значениях давления и приемистости, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, в низкопроницаемых неэкранированных продуктивных коллекторах спускают в скважину гидроударное устройство с аккумуляцией давления в колонне труб в виде запорного клапана многоциклового действия и концентратор давления, перекрывают межколонное пространство в середине обрабатываемого интервала концентратором давления, а циклическую закачку химреагента осуществляют в следующей последовательности: аккумулируют давление в колонне труб до значения Р_грп и выше закачкой жидкости в колонну труб при закрытом запорном клапане, открывают запорный клапан и стравливают давление в пласт с созданием гидравлического удара импульсом давления с крутизной переднего фронта импульса не менее 30 атм/с, при этом контролируют амплитуды импульсов давления на устье от отраженной волны гидравлического удара, повторяют операции аккумулирования давления в трубах и его стравливания в пласт до стабилизации амплитуды импульсов давления отражённой волны гидравлического удара, но не более 30 мин, цикл завершают стравливанием давления и изливом жидкости из пласта в межколонное пространство до излива жидкости из скважины в объеме не более объема химреагента, закачанного в цикле, повторяют операции импульсной закачки и изливов в межколонное пространство до достижения приемистости более 1 м³/ч, завершают операции закачкой в пласт запланированного объема химреагентов при допустимом давлении на пласт Р_доп, ожиданием реакции и удалением продуктов реакции из прискважинной зоны пласта, причем, запланированный объем закачиваемого химреагента не должен превышать объем пор сферы в окружающей породе диаметром не более толщины обрабатываемого интервала с учетом увеличения пористости при растворении породы и создании микрокаверн.

2. Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти по п. 1, отличающийся тем, что обработку осуществляют с аэрированием прокачиваемых через колонну труб жидкостей.