Способ интенсификации добычи нефти доманиковых отложений Российский патент 2023 года по МПК E21B43/267 E21B43/27 E21B43/22 C09K8/82 C09K8/74 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, в частности интенсификации притока пластовых флюидов в низкопроницаемом Доманиковом коллекторе, имеющим проницаемость, варьирующуюся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10-6 мкм²).

Известен способ обработки призабойной зоны нефтеносного пласта парогазовой смесью водорода и воды, образующихся при взаимодействии металлического магния с 15-20%-й соляной кислотой (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г» УДК 622.276.5 стр. 253-256).

Известен способ гидравлического разрыва продуктивного пласта (патент SU №1334806, МПК E21B 43/26, опубл. 10.05.1999), включающий создание депрессии на пласт, перекрывающий или подстилающий продуктивный пласт, которая вызывает упругую деформацию сжатия, последующее создание депрессии на продуктивный пласт, вызывающей его упругую деформацию, и нагнетание жидкости гидроразрыва после восстановления давления. После восстановления давления осуществляют повторное дренирование пласта, а жидкость гидроразрыва начинают нагнетать при забойном давлении, которое не менее чем на 5 МПа ниже пластового давления.

Известен способ интенсификации работы скважины (патент RU №2541974, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2015 в бюл. №5), включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м³ на 1 т проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м³, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м³/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м³, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³.

Недостатком указанных выше известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором, так как создается недостаточная длина трещины из-за отсутствия комплексного подхода, отсутствует кислотная обработка, снижающая вязкость пластовых флюидов, что является сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, тем самым вырабатывается не весь потенциал низкопроницаемого пласта.

Наиболее близким является способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт (патент RU №2603986, МПК E21B 43/267, опубл. 10.12.2016 в бюл. №34), включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м³, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³. В низкопроницаемых Доманиковых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят перфорацию пластов перфорационной системой, создающей отверстия диаметром не менее 20 мм, используют оборудование, рассчитанное на поверхностные давления при обработке до 100 МПа, проводят предварительную кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м³ загущенной кислоты на 1 погонный м пласта, при проведении основного процесса гидроразрыва создают концентрации проппанта в диапазоне от 100 до 250 кг/м³ с начальным значением концентрации не более 100 кг/м³, при закачке концентрацию проппанта повышают с шагом не более 30 кг/м³, не превышая значения в конечной стадии 250 кг/м³ с корректировкой значений концентрации в зависимости от роста устьевых давлений путем регулирования расхода жидкости, но не превышая значений устьевого давления 100 МПа.

Недостатком известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором, так как применяемая кислотная обработка, недостаточно снижает высокую вязкость пластовых флюидов, что является сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, тем самым вырабатывается не весь потенциал низкопроницаемого пласта. Также необходимо отметить, что величина охвата воздействия кислотной обработки недостаточно высока, в виду отсутствия создания трещин глубокого проникновения.

Техническим результатом при реализации способа является повышение дебита продукции Доманиковых отложений путем изменения молекулярно-поверхностных свойств породы Доманиковых отложениях и пластовых флюидов при отсутствии быстрого падения пластового давления, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Технический результат достигается способом интенсификации добычи нефти доманиковых отложений, включающим перфорацию пласта перфорационной системой, кислотную обработку, закачку проппанта.

Новым является то, что после перфорации пласта определяют толщину перфорированного пласта, перед кислотной обработкой закачивают проппант концентрацией 15,5-15,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 30-35 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния, затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС, содержащий, мас.%: 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество - 2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусную кислоту не менее 80%-ной концентрации - 3, в объеме 1-1,1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают в пласт поверхностно-активный кислотный состав ПАКС углеводородным растворителем объемом 0,5 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем хвостовик поднимают на устье скважины, далее осуществляют закачку проппанта концентрацией 16,7-16,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 41-43 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния, затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в объеме 1,4-1,7 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в пласт углеводородным растворителем объемом 1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью на 10-12 ч.

Способ реализуется при использовании следующих реагентов:

- проппант - полученный в виде гранул с циклометрической плотностью 1,1-2,5 г/см³ и размерами 0,2-4,0 мм, из смеси порошкообразного алюмосиликатного сырья, силикатных микросфер и связующего - смеси 3%-ного водного раствора карбоксиметилцеллюлозы или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических, силикатных микросфер и наночастиц оксидов щелочноземельных металлов; выпускаемый по патенту RU №2472837, МПК C09K 8/80, C04B 35/22, опубл. 20.01.2013, в бюл. № 2;

- технологическая жидкость - - техническая вода;

- гранулы магния - марки МГ-90 в слитках по 100-150 грамм, средний размер слитка: 70х40х30 мм, выпускаемые по ГОСТ 804-93;

- поверхностно-активный кислотный состав ПАКС включает (мас.%) 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество типа МЛ-81Б, ФЛЭК-2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации - 3. ПАКС выпускается в соответствии с ТУ 2458-156-00147588-2007 и представляет собой прозрачную жидкость от сетло-коричневого до темно-коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода - 20-22%, межфазное натяжение на границе с нефтью не более 0,15 мН/м, температура застывания - минус 25°C;

- в качестве углеводородного растворителя могут применяться различные реагенты, представляющие собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов. Например, растворитель углеводородный производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019, растворитель промышленный согласно ТУ 0258-007-60320171-2016, дистиллят 30/125 согласно ТУ 2411-139-05766801-2007 или толуол по ГОСТ 14710-78 или его аналоги. Применение любого углеводородного растворителя приводит к одному и тому же техническому результату.

Сущность способа заключается в следующем.

Осуществляют перфорацию пласта перфорационной системой.

Определяют толщину перфорированного пласта.

Перед кислотной обработкой закачивают проппант концентрацией 15,5-15,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 30-35 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Создают трещины в околоскважинной зоне, происходит первый этап развития трещины в длину.

Далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния.

Затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС, содержащий, мас.%: 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество - 2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусную кислоту не менее 80%-ной концентрации - 3, в объеме 1-1,1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта.

Продавливают в пласт поверхностно-активный кислотный состав ПАКС углеводородным растворителем объемом 0,5 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта.

При прохождении поверхностно-активного кислотного состава через гранулы магния происходит экзотермический процесс, нагревающий кислотный состав, что усиливает воздействие кислотной обработки, изменяются молекулярно-поверхностные свойства породы Доманиковых отложениях, и пластовых флюидов, при этом не происходит быстрое падение пластового давления, так как набирается необходимая вязкость кислотного состава, достигающая 86,4 мПа*с. Снижается вязкость пластовых флюидов и повышается интенсификация притока пластовых флюидов в низкопроницаемом Доманиковом коллекторе.

Затем хвостовик поднимают на устье скважины.

Далее осуществляют закачку проппанта концентрацией 16,7-16,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 41-43 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Увеличивается глубина проникновения и тем самым создается сеть трещин с максимальным развитием в длину.

Далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния.

Затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в объеме 1,4-1,7 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта.

Продавливают поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в пласт углеводородным растворителем объемом 1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта.

Повторение кислотной обработки позволяет охватить большую площадь воздействия, проникая по более глубоким каналам, созданным в результате вторичного гидравлического разрыва пласта.

Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью на 10-12 ч.

Примеры осуществления способа.

Осуществили перфорацию пласта перфорационной системой. Определили толщину перфорированного пласта 15 м. Перед кислотной обработкой закачали проппант концентрацией 15,5 кг/м³ с технической водой объемом 450 м³. Далее в скважину напротив интервала перфорации спустили хвостовик, наполненный гранулами магния. Затем закачали поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в объеме 15 м³. Продавили в пласт поверхностно-активный кислотный состав ПАКС углеводородным растворителем, в качестве которого применялся толуол, объемом 7,5 м³. Затем хвостовик подняли на устье скважины. Далее закачали проппант концентрацией 16,7 кг/м³ с технической водой объемом 615 м³. Далее в скважину напротив интервала перфорации спустили хвостовик, наполненный гранулами магния. Затем закачали поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в объеме 21 м³. Продавили поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в пласт углеводородным растворителем объемом 15 м³. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью на 10 ч.

После произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти составил 17 т/сут, прирост дебита нефти - 4 т/сут (пример 1, табл.1, 2).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения приведены в табл. 1 (примеры 2-5), результаты - в табл. 2 (примеры 2-5).

Таблица 1 - Условия осуществления способа интенсификации добычи нефти Доманиковых отложений № Толщина перфорированного пласта, м Концентрация проппанта, кг/м³ Объем технической жидкости, м³ Объем кислотного состава ПАКС, м³ Объем углеводородного растворителя, м³ Концентрация проппанта, кг/м³ Объем технической жидкости, м³ Объем кислотного состава ПАКС, м³ Объем углеводородного растворителя, м³ Растворитель углеводородный по
ТУ 19.20.23-030-60320171-2019 Растворитель промышленный ТУ 0258-007-60320171-2016 Дистиллят 30/125 Толуол Растворитель углеводородный Растворитель промышленный Дистиллят 30/125 Толуол 1 15 15,5 450 15 7,5 16,7 615 21 15 2 16 15,9 560 17,6 8 16,9 688 27,2 16 3 12 15,8 396 12 6 16,8 504 19,2 12 4 21 15,9 714 23,1 10,5 16,9 882 33,6 21 5 18 15,8 594 18 9 16,7 756 30,6 18

Таблица 2 - Результаты осуществления способа интенсификации добычи нефти Доманиковых отложений. Средний дебит нефти, т/сут № До способа После способа Прирост 1 13 17 4 2 16 21,1 5,1 3 11 15,4 4,4 4 17 23,8 6,8 5 18 22,9 4,9

При концентрации проппанта, закачиваемого перед первой закачкой поверхностно-активного кислотного состава ПАКС, менее 15,5 кг/м³, а также при концентрации проппанта, закачиваемого после первой продавки углеводородным растворителем, менее 16,7 кг/м³ наблюдается скорое смыкание трещин, в результате чего снижается эффективность воздействия ПАКС.

При концентрации проппанта, закачиваемого перед первой закачкой поверхностно-активного кислотного состава ПАКС, более 15,9 кг/м³, а также при концентрации проппанта, закачиваемого после первой продавки углеводородным растворителем, более 16,9 кг/м³ возникает вероятность прорыва воды от водонефтяного контакта.

При объеме проппанта, закачиваемого перед первой закачкой поверхностно-активного кислотного состава ПАКС, с технической жидкостью менее 30 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, а также при объеме проппанта, закачиваемого после первой продавки углеводородным растворителем, с технической жидкостью менее 41 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта снижается вероятность получения трещин необходимой длины.

При объеме проппанта, закачиваемого перед первой закачкой поверхностно-активного кислотного состава ПАКС, с технической жидкостью более 35 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, а также при объеме проппанта, закачиваемого после первой продавки углеводородным растворителем, с технической жидкостью более 43 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта может произойти превышение критического давления, при достижении которого происходит разрыв экранов из глины, выполняющих роль отделителей нефтенасыщенных пластов от водонасыщенных, или превышение темпов изменения размера трещины, может привести к гидродинамическому контакту пластов с добывающей или нагнетательной скважинами. При таком контакте резко повышается обводненность скважинной продукции, снижается текущая добыча флюида.

При объеме поверхностно-активного кислотного состава ПАКС при первой закачки менее 1 м³, а также при второй закачки менее 1,4 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта снижается эффективности взаимодействия порода и кислотного состава.

При объеме поверхностно-активного кислотного состава ПАКС при первой закачки более 1,1 м³, а также при второй закачки более 1,7 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта снижается качество проводимой кислотной обработки, т.к. кислотный состав продолжает мгновенно реагировать в одном и том же месте. Процесс кислотной обработки становится не управляемым и не достигает своей цели.

Таким образом, предлагаемый способ повышает дебит продукции Доманиковых отложений путем изменения молекулярно-поверхностных свойств породы Доманиковых отложениях и пластовых флюидов при отсутствии быстрого падения пластового давления, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение дебита продукции доманиковых отложений путем изменения молекулярно-поверхностных свойств породы доманиковых отложений и пластовых флюидов, отсутствие быстрого падения пластового давления, увеличение охвата пласта воздействием, равномерность выработки запасов нефти, увеличение коэффициента вытеснения нефти. В способе интенсификации добычи нефти доманиковых отложений после перфорации пласта определяют толщину перфорированного пласта, закачивают проппант концентрацией 15,5-15,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 30-35 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния, затем производят кислотную обработку. В качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС, содержащий, мас.%: 22-25%-ный раствор соляной кислоты 90; поверхностно-активное вещество 2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт 3; деэмульгатор водорастворимый 2; уксусную кислоту не менее 80%-ной концентрации 3, в объеме 1-1,1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Продавливают в пласт ПАКС углеводородным растворителем объемом 0,5 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем хвостовик поднимают на устье скважины. Далее осуществляют закачку проппанта концентрацией 16,7-16,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 41-43 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния. Затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют ПАКС в объеме 1,4-1,7 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают ПАКС в пласт углеводородным растворителем объемом 1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10-12 ч. 2 табл., 5 пр.

Способ интенсификации добычи нефти доманиковых отложений, включающий перфорацию пласта перфорационной системой, кислотную обработку, закачку проппанта, отличающийся тем, что после перфорации пласта определяют толщину перфорированного пласта, перед кислотной обработкой закачивают проппант концентрацией 15,5-15,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 30-35 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния, затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС, содержащий, мас.%: 22-25%-ный раствор соляной кислоты 90; поверхностно-активное вещество 2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт 3; деэмульгатор водорастворимый 2; уксусную кислоту не менее 80%-ной концентрации 3, в объеме 1-1,1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают в пласт поверхностно-активный кислотный состав ПАКС углеводородным растворителем объемом 0,5 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем хвостовик поднимают на устье скважины, далее осуществляют закачку проппанта концентрацией 16,7-16,9 кг/м³ с технической жидкостью - технической водой объемом 41-43 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, далее в скважину напротив интервала перфорации спускают хвостовик, наполненный гранулами магния, затем производят кислотную обработку, в качестве кислотного состава применяют поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в объеме 1,4-1,7 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, продавливают поверхностно-активный кислотный состав ПАКС в пласт углеводородным растворителем объемом 1 м³ на 1 м толщины перфорированного пласта, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 10-12 ч.