СПОСОБ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН Российский патент 2023 года по МПК E21B43/27 E21B43/25 E21B43/22 

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

Предлагаемый способ обработки может быть эффективно применен, преимущественно, на скважинах, пласты коллектора которой представлены карбонатными породами с низкими пластовыми давлениями.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт раствора кислоты [Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М., "Недра". 1974, с.420-432].

Недостатком способа является относительно узкая область применения, что обусловливает возможность его эффективного использования только в комплексе с дополнительными операциями.

Известен также способ [RU 2483201 C1, E21B 43/20, 27.05.2013], основанный на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, причем, нагнетание рабочего агента производят при постепенном, в течение нескольких месяцев, увеличении давления, исключающем ее прорыв в соседние скважины и до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того, как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко, из условия смыкания трещин пластов залежи, прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, при этом в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, образующаяся в процессе эксплуатации добывающих скважин.

Недостатком способа является относительно узкая область применения, поскольку может быть использован для части добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи.

Кроме того, известен способ обработки пласта [RU 2135760 C1, E21B 43/25, 27.08.1999], включающий поинтервальную закачку в призабойную зону реагента, при этом предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.

Известный способ позволяет повысить проницаемость призабойной зоны скважины, однако способ недостаточно эффективен в целом ряде практических случаев, например, при обработке сильно закольматированных призабойных зон.

Наиболее близким к предложенному способу по своей технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины с низким пластовым давлением [RU 2537433 C1, E21B 43/27, 10.01.2015], включающий закачку в призабойную зону реагента, в качестве которого используют раствор соляной кислоты, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции свабированием, при этом, предварительно перед закачкой раствора соляной кислоты выполняют промывку скважины пресной водой, обновляют перфорации продуктивного пласта из расчета 10 отверстий на погонный метр скважины и осуществляют насыщение пластов пресной водой до 6 МПа, затем осуществляют закачку раствора соляной кислоты в скважину в объеме 2,0 м³ и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 2 ч, а последующую закачку реагента выполняют последовательно в четыре этапа, на первом из которых закачку раствора соляной кислоты производят путем 6-кратной импульсной закачки в пласт первой порции в объеме 2,0 м³ в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа, выдержку 5 мин для реагирования, и завершающей закачки объема раствора соляной кислоты в постоянном режиме, на втором этапе производят 6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 3,0 м³ в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа, выдержку 5 мин для реагирования, и завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, после чего выполняют технологическую выдержку 3 ч для реагирования, на третьем этапе проводят закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,5 м³ на погонный метр продуктивного пласта в непрерывном режиме при давлении 1-6 МПа и выполняют технологическую выдержку для реагирования 3 ч, а на четвертом этапе проводят 6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 1,0 м³ на погонный метр продуктивного пласта в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа и выдержку 5 мин для реагирования, после чего завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования 3 ч и переходят к извлечению продуктов реакции свабированием.

Недостатком наиболее близкого технического решения является относительно высокая сложность и относительно низкая эффективность.

Известно, что продуктивность скважины во многом определяется проницаемостью призабойной зоны. Существующие способы, в том числе выбранный в качестве наиболее близкого технического решения способ соляно-кислотных обработок призабойной зоны скважин характеризуются высокой сложностью и относительно большими затратами при относительно низкой эффективности.

Задачей, решаемой в изобретении, является создание более простого и менее затратного способа обработки скважины, без снижения эффективности обработки с одновременным расширением арсенала технических средств, которые могут быть использованы для технологической обработки скважин.

Требуемый технический результат заключается в упрощении способа без снижения эффективности обработки скважины.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе технологической обработки скважин, проводят остановку добывающей скважины (винтового насоса или станка-качалки), отсоединяют скважину от манифольдной линии, насыщают вскрытые карбонатные продуктивные пласты технологической жидкостью (попутно добываемой воды из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см³ или пресной водой плотностью 1,02 г/см³) по затрубью скважины до тех пор, пока затрубное пространство скважины не будет полностью заполнено технологической жидкостью, проводят соляно-кислотную обработку призабойной зоны по затрубью скважины путем закачки в затруб соляно-кислотного состава из расчета 1 м³ соляно-кислотно состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 на 1 м перфорированной толщи и его продавку в продуктивные пласты технологической жидкостью с технологической выдержкой скважины в течение 2-х суток и с последующим присоединением скважины к манифольдной линии и запуском скважины в работу.

На иллюстрирующих материалах представлены:

На фиг. 1 пример успешного проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) по затрубу малым объемом кислоты на скважине № 8500;

На фиг. 2 пример успешного проведения ОПЗ по затрубу малым объемом кислоты после заполнения пресной водой на скважине № 8490;

На фиг. 3 пример успешного проведения большеобъемного ОПЗ по затрубу после заполнения пресной водой на скважине № 1248.

Предложенный способ технологической обработки скважин реализуется следующим образом.

При полном цикле обработки скважин проводят остановку добывающей скважины (винтового насоса или станка-качалки), отсоединяют скважину от манифольдной линии, насыщают вскрытые карбонатные продуктивные пласты технологической жидкостью (попутно добываемой воды из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см³ или пресной водой плотностью 1,02 г/см³) по затрубью скважины до тех пор, пока затрубное пространство скважины не будет полностью заполнено технологической жидкостью, проводят соляно-кислотную обработку призабойной зоны по затрубью скважины путем закачки в затруб соляно-кислотного состава из расчета 1 м³ соляно-кислотно состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 на 1 м перфорированной толщи и его продавку в продуктивные пласты технологической жидкостью с технологической выдержкой скважины в течение 2-х суток и с последующим присоединением скважины к манифольдной линии и запуском скважины в работу.

В предложенном способе обработки технологическая жидкость представляет собой подтоварную воду (попутно добываемая вода из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см³) или пресную воду (плотностью 1,02 г/см³). В качестве кислоты используется соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марки HCI-15/2500 нефтесервисной компании ООО «НПЦ-КАРАТ». Этот соляно-кислотный состав представляет собой смесь синтетической соляной кислоты, ингибитора коррозии, деэмульгатора, стабилизатора железа, комплексообразующего диспергатора и поверхностно-активных веществ. Указанное в названии число 2500 означает способность кислотного состава стабилизировать ионы Fe³⁺ в количестве до 2500 ppm до Fe²⁺. Объем кислоты, необходимый для проведения большеобъемной соляно-кислотной обработки, определяется исходя из соотношения: 1 м³ соляно-кислотного состава (TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500) на 1 м перфорированной толщи.

Предварительное насыщение скважины способствует комплексной обработке продуктивных пластов. Соляно-кислотная композиция не поглощается высокопроницаемыми пластами с промытыми зонами, а реагирует в призабойной зоне под давлением, медленно внедряясь в глубь продуктивного пласта. Насыщенные водой высокопроницаемые каверны уже не поглощают кислоту и весь ее объем будет полноценно реагировать в призабойной зоне скважины.

Использование воды вместо разнообразных гелей для «запечатывания» высокопроницаемых каверн экономически выгоднее. При этом происходит перераспределение воды и нефти в пластах, а последствия от закачки воды минимальны - обводненность восстанавливается до значений близких к значениям до обработк призабойной зоны (ОПЗ). Использование соляно-кислотного состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 вместо обычной соляно-кислотной композиции HCI-15 способствует предотвращению образования в процессе ОПЗ нерастворимой гидроокиси железа и, тем самым, исключает кольматацию и снижение проницаемости призабойной зоны пласта. За счет большого объема кислоты охват воздействием на пласт увеличивается, образуя каналы миграции до нетронутых нефтенасыщенных участков продуктивных пластов. Экономия в данном способе обработки заключается также в том, что необходимы минимальные усилия и время для подготовки скважины к ОПЗ, так как не нужно поднимать глубинно-насосное оборудование и спускать специальное оборудование для ОПЗ. Необходимость в проведение полноценного КРС капитального ремонта скважин (КРС) отпадает и время простоя скважины обеспечивается минимальным.

Для проверки и доказательства эффективности предложенного способа были проведены ОПЗ малым объемом соляно-кислотным составом TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 (3 м³ на всю перфорированную толщу - в среднем 0,2 м³ на 1 м перфорированной толщи) и без заполнения технологической жидкостью на 7 скважинах (№№ 8505, 8500, 8508, 8515, 8516, 8522, 673). На скважинах №№ 8505, 8508, 8522 эффект от ОПЗ не был получен (на всех скважинах начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 0 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³ на каждую скважину). Общая дополнительна добыча по 3 скважинам (№№ 8500, 8515, 8516) составила 50,18 т. Наибольший эффект получен на скважине № 8500 - 22,04 т (средний дебит нефти до ОПЗ 1,49 т/сут, после ОПЗ 2,07 т/сут, продолжительность эффекта 37 дней, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 0 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 39,8 м). Наименьший эффект на скважине № 8515 - 13,36 т (средний дебит нефти до ОПЗ 1,52 т/сут, после ОПЗ 1,74 т/сут, продолжительность эффекта 62 дня, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 0 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 31,8 м). Пример успешного проведения ОПЗ малым объемом кислоты по затрубу представлен на фиг. 1.

На всех скважинах закачка соляно-кислотной композиции и ее продавка в пласт происходила без давления на агрегате, т.е. вся соляно-кислотная композиция была поглощена высокопроницаемыми пластами без существенного воздействия на призабойную зону скважины. Динамические уровни на скважинах остались в своих первоначальных значениях. Но все же дополнительная добыча была получена, но за счет незначительного увеличения дебита нефти, растянувшийся на длительный срок и связанный с очисткой зон перфораций скважины. В среднем прирост дебита по скважинам составил 0,36 т/сут на каждый день эффекта.

ОПЗ малым объемом соляно-кислотным составом TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 (3 м³ на всю перфорированную толщу - в среднем 0,2 м³ на 1 м перфорированной толщи по всем обработанным скважинам) после заполнения пресной водой было проведено на 10 скважинах (№№ 8519, 1243, 1244, 1247, 1251, 1253, 1254, 8491, 8490, 8488). Из них на скважине №1254 эффект не был получен (начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 20 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 16,8 м). Наименьший эффект был получен на скважине № 1247 - 1,88 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,78 т/сут, после ОПЗ 0,88 т/сут, продолжительность эффекта 20 дней, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 50 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 10 м) и скважине №1253 - 3,2 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,35 т/сут, после ОПЗ 0,56 т/сут, продолжительность эффекта 19 дней, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 55 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 15 м). Общая дополнительная добыча по скважинам составила 195,98 т. Наибольший эффект получен на скважине № 8490 - 55,34 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,18 т/сут, после ОПЗ 0,64 т/сут, продолжительность эффекта 121 день и продолжается на дату подсчета, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 60 атм., объем закаченной кислоты составил 3 м³, общая перфорированная толща 12,5 м). Пример успешного проведения ОПЗ малым объемом кислоты по затрубу после заполнения пресной водой представлен на фиг. 2.

В среднем прирост дебита по скважинам составил 0,45 т/сут на каждый день эффекта. Закачка кислоты и ее продавка в пласты происходила уже при наличии давления на агрегате, это говорит о том, что закаченная кислота не поглотилась пластами, а осталась реагировать в призабойной зоне скважины. Но ее объем все же был недостаточным для полной обработки всей вскрытой перфорацией толщи.

ОПЗ большим объемом соляно-кислотным составом TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 (1 м³ на 1 м перфорированной толщи) после заполнения пресной водой было проведено на 11 скважинах (№№ 1248, 8510, 1247, 1251, 1242, 1252, 1253, 8508, 8518, 1237, 1238). Из них на скважине № 1252 эффект не был получен (начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 20 атм., объем закаченной кислоты составил 10 м³, общая перфорированная толща 10 м). По остальным скважинам общая дополнительная добыча составила 355,94 т. Наибольшие эффекты получены на скважине № 8510 - 105,99 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,81 т/сут, после ОПЗ 1,23 т/сут, продолжительность эффекта 91 день, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 60 атм., объем закаченной кислоты составил 15 м³, общая перфорированная толща 15 м) и скважине № 1248 - 89,11 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,64 т/сут, после ОПЗ 1,28 т/сут, продолжительность эффекта 138 дней, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 60 атм., объем закаченной кислоты составил 14 м³, общая перфорированная толща 14 м). Пример успешного проведения большеобъемного ОПЗ по затрубу после заполнения пресной водой представлен на фиг. 3. Наименьший эффект на скважине № 1247 - 3 т (средний дебит нефти до ОПЗ 0,55 т/сут, после ОПЗ 0,98 т/сут, продолжительность эффекта 7 дней, начальное давление закачки 0 атм., конечное давление закачки 50 атм., объем закаченной кислоты составил 10 м³, общая перфорированная толща 10 м). В среднем прирост дебита по скважинам составил 0,7 т/сут на каждый день эффекта.

Пример конкретного выполнения способа обработки призабойной зоны по затрубью скважины.

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины №1248 глубиной 1098,0 м. Скважина эксплуатируется винтовым штанговым насосом. Продуктивные пласты перфорированы в интервалах 1059,0-1061,0 м; 1064,0-1066,0 м; 1075,0-1079,0 м; 1082,2-1089,0 и представлены карбонатными породами верейского горизонта и башкирского яруса порово-трещинного типа. Общая перфорированная толща 14 м. Плотность существующей перфорации составляет 10 отверстий на погонный метр скважины. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 0,64 т/сут., дебите нефти 0,63 т/сут., обводненности 1,2 %.

Остановили скважину, отсоединили и загерметизировали устьевую арматуру скважины от манифольдной линии. Заполнение скважины пресной водой производили через водовод, имеющийся на кусте скважин. Подсоединили к затрубному пространству скважины через нижний угловой затрубный вентиль водовод и начали заполнение. Скважина полностью заполнилась и насытилась за 24 ч. Общий объем закаченной в скважину пресной воды составил 200 м³, после чего расход пресной воды в водоводе прекратился, давление в скважине поднялось до 20 атм., затрубное пространство скважины полностью заполнено водой.

Расчетный объем кислоты (TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500) на 14 м общей перфорированной толщи, составил 14 м³ (исходя из соотношения 1 м³ TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 на 1 м перфорированной толщи).

Закачку кислоты производили агрегатом СИН-32 (агрегат кислотной обработки скважин). Для этого взамен водовода в затрубное пространство подбили агрегат СИН-32 и начали закачку. После закачки всей кислоты в затруб скважины, произвели ее продавку в пласт расчетным объемом пресной воды - 6 м³. Начальное давление закачки составило 10 атм., конечное давление закачки 60 атм. Оптимальное давление закачки при ОПЗ до 60 атм., т.к. в этом случае не создается критическое воздействие на глубинно-насосное оборудование скважины.

После завершения обработки скважину оставили на реагирование на 2 дня, в течение этих двух дней закаченная кислота полностью прореагировала с карбонатными породами пласта.

Собрали манифольдную линию скважины и запустили ее в работу. После ОПЗ скважина начала работать со следующими параметрами: дебите жидкости 2,2 т/сут., дебит нефти 1,25 т/сут., обводненность 14 %. При этом в течении недели скважина работа с обводненностью 98 % (фиг. 3).

Опытным путем было установлено, что закачивать соляно-кислотную композицию в скважину с карбонатными продуктивными пластами без предварительного заполнения скважины технологической жидкостью нецелесообразно и неэффективно. При этом максимальный положительный эффект достигается при закачке кислоты с расчетом 1м³ соляно-кислотной композиции на 1 м вскрытой толщи. При использования большего объема кислоты есть риск прорыва воды - на скважине № 8503 при закачке кислоты с расчетом 2 м³ соляно-кислотной композиции на 1 м вскрытой толщи после ОПЗ обводненность продукции стала равна и сохраняется в пределах 90%. Использование соляно-кислотного состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 предотвращает образование в процессе ОПЗ нерастворимой гидроокиси железа, сохраняя коллекторские свойства призабойной зоны пласта.

При этом время от момента остановки скважины и ее запуска минимально - в течении одной недели. Проводить данный вид ОПЗ возможно, как на скважинах с винтовыми насосами, так и со станками-качалками. Все это позволяет проводить намного больше ОПЗ на месторождении без привлечения бригад КРС, без существенного снижения общей добычи и простоя скважины.

Таким образом, в предложенном способе достигается требуемый технический результат, который заключается в упрощении способа без снижения эффективности обработки скважины. Этим самым решена поставленная задача создания более простого и менее затратного способа обработки скважины без снижения эффективности обработки с одновременным расширением арсенала технических средств, которые могут быть использованы для технологической обработки скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при технологической обработке скважин. Согласно способу проводят остановку добывающей скважины. Отсоединяют скважину от манифольдной линии. Насыщают вскрытые карбонатные продуктивные пласты технологической жидкостью по затрубью скважины до тех пор, пока затрубное пространство скважины не будет полностью заполнено технологической жидкостью. Проводят соляно-кислотную обработку призабойной зоны по затрубью скважины путем закачки в затруб соляно-кислотного состава из расчета 1 м³ соляно-кислотного состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 на 1 м перфорированной толщи. Осуществляют продавку соляно-кислотного состава в продуктивные пласты технологической жидкостью с технологической выдержкой скважины в течение 2-х суток. Осуществляют присоединение скважины к манифольдной линии и запускают скважину в работу. Техническим результатом является упрощение способа без снижения эффективности обработки скважины с одновременным расширением арсенала технических средств, которые могут быть использованы для технологической обработки скважин. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ технологической обработки скважин, согласно которому проводят остановку добывающей скважины, отсоединяют скважину от манифольдной линии, насыщают вскрытые карбонатные продуктивные пласты технологической жидкостью по затрубью скважины до тех пор, пока затрубное пространство скважины не будет полностью заполнено технологической жидкостью, проводят соляно-кислотную обработку призабойной зоны по затрубью скважины путем закачки в затруб соляно-кислотного состава из расчета 1 м³ соляно-кислотного состава TATOL/ТАТОЛ-СКС марки HCI-15/2500 на 1 м перфорированной толщи и его продавку в продуктивные пласты технологической жидкостью с технологической выдержкой скважины в течение 2-х суток и с последующим присоединением скважины к манифольдной линии и запуском скважины в работу.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве технологической жидкости используют попутно добываемую воду из нефтяных скважин с плотностью 1,15 г/см³.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, в качестве технологической жидкости используют пресную воду с плотностью 1,02 г/см³.