Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 C09K8/74 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей нагнетательной скважины для повышения, соответственно, ее продуктивности и приемистости.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации (см. патент РФ №2203409, МПК Е21 В43/22, Е21 В37/06, опуб. 27.04.2003, бюл. №12).

Недостатками известного способа являются вероятность возникновения рисков подачи избыточного количества кислотного состава, что способствует интенсивному растворению вместе с цементом, и обломочной части горной породы, это приводит к образованию небольших деформированных зон и препятствует образованию магистральных каналов.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины с продуктивным пластом с проницаемостью менее 0,01 мкм², пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м³/сут⋅атм, 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, 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. Далее закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы, 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, 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, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб 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 (см. патент РФ № 2441979, МПК Е21В 43/27, опуб. 10.02.2012, бюл. № 4).

Недостатками известного способа являются ограничение его применения только для карбонатных коллекторов с проницаемостью менее 0,01 мкм², выбор перед обработкой узкого диапазона режима работы скважины, ограниченный объем кислотного состава для эффективной кислотной обработки.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий предварительный отбор керна, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, ингибированной соляной кислоты, и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава (см. патент РФ № 2750776, Е21В 43/27, Е21В 33/138, С09К 8/74, опуб. 02.07.2021, бюл. № 19), который принят за прототип.

Недостатками известного способа являются возможность реализации способа только в карбонатных коллекторах, по результатам гидродинамических исследований не определяется значение скин-фактора.

Задачей предлагаемого способа является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин путем применения оптимальных объемов кислотных композиций для условий скважин, у которых имеется зона с повышенным скин-фактором, образовавшаяся в результате кольматации АСПО, мелкодисперсных частиц, нерастворимых в воде солей, осадков, препятствующих фильтрации скважинной жидкости. Обеспечивается преодоление зоны с повышенным скин-фактором и подключение прискважиной зоны в фильтрационный процесс для данного продуктивного коллектора.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, оборудованной гибкой колонной насосно-компрессорных труб, включающем предварительный отбор керна объекта разработки, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, кислотного состава, содержащего соляную кислоту, согласно техническому решению, определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев, по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей, определяют наиболее эффективный кислотный состав: для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2, для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3, вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине, и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна, в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора - не менее 15 сценариев расчета при изменении расхода кислоты для терригенных коллекторов от 0,01 м³/мин до 0,5 м³/мин, для карбонатных коллекторов - от 0,03 м³/мин до 1,0 м³/мин,

из рассчитанных сценариев выбирается тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора,

на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава, приступают к кислотной обработке скважины:

промывают интервал перфорации технологической жидкостью,

для очистки интервала перфорации от углеводородов проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м³,

по терригенному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 4 до 18 м³ для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

по карбонатному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 7 до 18 м³ для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

проводят продавку технологической жидкости, содержащей 0,1-0,2 об.% ПАВ МЛ-81Б, в объеме от 1 м³ до 5 м³,

далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 ч,

затем продукты реакции в нагнетательной скважине продавливают вглубь пласта, а в добывающей скважине извлекают наружу,

скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.

Сущность изобретения поясняется графическим материалом.

На фиг. 1 представлен выбор оптимальной скорости закачки кислотного состава в зависимости от скин-фактора для терригенного коллектора. На фиг. 2 представлен выбор оптимальной скорости закачки кислотного состава в зависимости от скин-фактора для карбонатного коллектора.

Способ реализуется следующим образом.

Перед обработкой призабойной зоны определяют скважину, на которой происходит снижение продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины в течение 6 месяцев. Способ включает также закачивание в скважину оптимального объема кислотного состава с оптимальной скоростью закачки. Далее продавливают кислотный состав технологической жидкостью. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу.

Способ включает следующие этапы работ:

по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,

по ранее проведенным керновым и фильтрационным исследованиям на аналогичных скважинах по данному месторождению определяют минералогический, фракционный состав пород, фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,

определяют наиболее эффективный кислотный состав для применения,

на терригенных продуктивных коллекторах, у которого в составе ингибированная соляная кислота 12%-ной концентрации, плавиковая кислота 40%-ной концентрации, поверхностно-активные вещества, составляющих соответственно в %: 95-96,5; 2-3 и 1,5-2, от общего объема,

на карбонатных продуктивных коллекторах, у которого в составе ингибированная соляная кислота 15%-ной концентрации, поверхностно-активные вещества, стабилизатор ионов железа, составляющих соответственно в %: 94-95, 2-3, 2-3,от общего объема.

вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) (программный комплекс симулятор по ОПЗ и кислотному гидравлическому разрыву пласта (ГРП) ПАО «Татнефть» (свидетельство №2022617300, № 2022617345, №2022661104)) данные по скважине, и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна,

в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава, значения скин-фактора (Фиг.1, Фиг.2),

по результатам моделирования создается несколько сценариев, (например, расчет проводят по 15 сценариям при диапазоне расхода от 0,01 м³/мин до 0,5 м³/мин) по воздействию на призабойную зону скважины терригенного коллектора (Фиг.1), расчет проводят по 15 сценариям при диапазоне расхода от 0,03 м³/мин до 1,0 м³/мин) по воздействию на призабойную зону скважины карбонатного коллетора,

из рассчитанных сценариев выбирается такой сценарий, у которого оптимальная скорость закачки кислотного состава и наименьшее значение скин-фактора (например, выбранный диапазон 0,01 м³/мин до 0,5 м³/мин при значении скин-фактора минус 0,1, для теригенного коллектора, выбранный диапазон 0,03 м³/мин до 1,0 м³/мин для карбонатного коллектора,

на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора ОПЗ с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава, приступают к кислотной обработки скважины,

промывают интервал перфорации технологической жидкостью,

для очистки интервала перфорации от углеводородов, проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м³,

по терригенному коллектору проводят закачку кислотного состава в объеме, рассчитанному по симулятору от 4 до 18 м³ для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по длине по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

по карбонатному коллектору проводят закачку кислотного состава в объеме, рассчитанному по симулятору от 7 до 18 м³ для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по длине по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

проводят продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в объеме от 1 м³ до 5 м³,

далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 часа,

затем продукты реакции в нагнетательных скважинах продавливают вглубь пласта, а в добывающих скважинах извлекают наружу, например, свабированием,

скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение продуктивности и приемистости нефтедобывающей и нагнетательной скважины. В способе обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной гибких насосно-компрессорных труб, определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев, по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей. Определяют наиболее эффективный кислотный состав: для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2, для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3. Вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна. В симуляторе проводят не менее 15 сценариев расчета кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора. Из рассчитанных сценариев выбирают тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора. На основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава приступают к кислотной обработке скважины. 2 ил.

Способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной гибких насосно-компрессорных труб, включающий предварительный отбор керна объекта разработки, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, кислотного состава, содержащего соляную кислоту, отличающийся тем, что

определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев,

по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,

определяют наиболее эффективный кислотный состав:

для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2,

для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3,

вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна,

в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора - не менее 15 сценариев расчета при изменении расхода кислоты для терригенных коллекторов от 0,01 до 0,5 м³/мин, для карбонатных коллекторов - от 0,03 до 1,0 м³/мин,

из рассчитанных сценариев выбирают тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора,

на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава приступают к кислотной обработке скважины:

промывают интервал перфорации технологической жидкостью,

для очистки интервала перфорации от углеводородов проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м³,

по терригенному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 4 до 18 м³, для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

по карбонатному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 7 до 18 м³, для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,

проводят продавку технологической жидкости, содержащей 0,1-0,2 об.% ПАВ МЛ-81Б, в объеме от 1 до 5 м³,

далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 ч,

затем продукты реакции в нагнетательной скважине продавливают вглубь пласта, а в добывающей скважине извлекают наружу,

скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.