[1]Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.
[2]Известен способ селективной обработки карбонатного коллектора (https://public.bekerhughes.com/deepsport/REAL-Acid-Divert-Temponary-Diversion-Agent_ov.pdf), заключающийся в циклической закачке кислотных составов и жидкости-отклонителя, содержащей в себе мелкодисперсные частицы различного размера, временно предотвращающие фильтрацию кислотных составов в высокопроницаемые трещинные зоны пласта.
[3]Недостатками способа являются узкий температурный диапазон применения, что не позволяет использовать его в низкотемпературных скважинах (с температурой пласта ниже 38°C) и низкая эффективность отклонения последующего потока кислоты из-за формы частиц в жидкости-отклонителе.
[4]Известен способ отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки (Первый опыт применения технологии отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки на морском месторождении Каспия / М.Ю. Голенкин, И.Р. Халиуллов, А.П. Бяков, А.Б. Чарушин, К.В. Бурдин, С.А. Верещагин, О.В. Олейникова, А.А. Борисенко, М.А. Лобов, В. Кобец. - SPE-189027-RU), заключающийся в циклической закачке кислотного состава, растворителя и отклонителя, содержащего гранулы терморазлагаемого полимера и терморазлагаемых волокон.
[5]Недостатком данного способа является необходимость наличия высокой температуры в зоне кислотной обработки для разрушения полимеров и волокна. Кроме этого, приемлемое время разложения полимеров и волокна составляет около 24-48 часов и более, что увеличивает суммарное время простоя скважины.
[6]Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта (патент РФ №2610967, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивают буферную порцию пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС. Причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. После чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки. После чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. После чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м3. Кроме этого, в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.
[7]Недостатком данного способа является то, что при наличии высокопроницаемых зон в продуктивном пласте и коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) тиксотропных свойств вязкоупругого состава недостаточно для качественного перераспределения потока кислоты в низкопроницаемые зоны, требуется дополнительный ввод в жидкость-отклонитель мелкодисперсных частиц для временной механической кольматации высокопроницаемых зон и выравнивания фронта обработки.
[8]Техническими задачами предложения являются временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч) и увеличение дебита нефти из-за более эффективного воздействия кислотного состава на породу за счет выравнивания фронта обработки.
[9]Технические задачи решаются способом селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта, включающим определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава - ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, отличающийся тем, что ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:
[10]| талловый амидопропилдиметиламиноксид | 3,0-4,0 |
| гидроксид натрия | 5,0-15,0 |
| хлорид натрия | 6,0 |
| вода | остальное, |
[11]при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3, объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, перед закачкой порции ВУС закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин, при этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты, а объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.
[12]Новым является также то, что при наличии на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин.
[13]Новым является также то, что при коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.
[14]Для осуществления способа селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта используют:
[15]- талловый амидопропилдиметиламиноксид (ТУ 2413-027-04706205-2015). По внешнему виду это вязкая жидкость от желтого до коричневого цвета без осадков и посторонних включений; аминное число, мг HCl/г - 90,0-105,0; кислотное число, мг KOH/г - не более 5,0;
[16]- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ 2263-79;
[17]- хлорид натрия, выпускаемый по ГОСТ 4233-77 с изменениями №1, 2, утвержденными в феврале 1987 г., мае 1992 г. (ИУС 5-87, 8-92);
[19]- волокна лактида - полимерные нити длиной 5-50 мм, обладающие следующими физико-механическими свойствами: индекс плавления (190°C/2,16 кг) - 5-10 г/10 мин; температура плавления ≤140°C; температура стеклования - 56-60°C; предел прочности - 45 МПа; относительное удлинение при разрыве - 3,0%;
[20]- пластовую или пресную воду с ПАВ, в качестве ПАВ используют МЛ-81Б или Сурфасол или ТН-МС-2;
[21]- кислотный состав, в качестве которого применяют водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту, стабилизатор железа (патент РФ №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 г., Бюл. №29);
[22]- углеводородный растворитель, в качестве которого применяют дизельное топливо или растворитель парафинов нефтяной;
[23]- продавочную жидкость, в качестве которой применяют товарную нефть, пресную или пластовую воду с ПАВ, дизельное топливо.
[24]ВУС имеет несколько назначений. В первую очередь, за счет своих вязкоупругих свойств раствор перераспределяет поступающую вслед за ним кислоту в низкопроницаемые зоны. Кроме этого, ВУС является жидкостью-носителем для волокон лактида, удерживающим волокно лактида в относительно стабильном и однородном состоянии. На заключительном этапе ВУС является своеобразным деструктором пролонгированного действия, разрушающим волокна лактида спустя 6-7 часов после окончания кислотной обработки. Таким образом, применение ВУС способствует равномерному воздействию на всю толщину интервала обработки пласта.
[25]Волокна лактида способны формировать фильтрационную корку на поверхности фильтрационных каналов. В зависимости от концентрации волокон или объема закачиваемой жидкости возможно создание либо бридж-пачки, проницаемость которой многократно меньше проницаемости трещины, либо непроницаемой блок-пачки. Для равномерной обработки прискважинной зоны пласта необходимо выравнивание проницаемости по всей его толщине, т.е. достаточно формирования бридж-пачки. Проведенные модельные и практические эксперименты показывают, что дозировка волокна лактида в диапазоне 10,0-30,0 кг/м3 обеспечивает формирование качественной фильтрационной корки, способной временно снизить фильтрацию в зоны с улучшенными характеристиками (высокопроницаемые зоны).
[26]Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта осуществляют следующим образом.
[27]Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленного от устья предполагаемого интервала посадки пакера.
[28]Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку. При установке двух пакеров между ними равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости к пласту. Пакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. На компоновку скважинного оборудования и конструкцию пакеров авторы не претендуют.
[29]Закачкой фиксированного объема жидкости (например, товарной нефти) определяют приемистость и коэффициент удельной приемистости интервала обработки за определенный период времени.
[30]По имеющимся данным по скважине определяют наличие на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов, рассчитывают объемы закачиваемых углеводородного растворителя (если есть необходимость), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.
[31]Для подбора оптимальных кислотных составов проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, устойчивость кислотных составов к образованию эмульсий с пластовыми флюидами.
[32]Также по результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС (таблица 1).
[33]
[34]
[35]При концентрации таллового амидопропилдиметиламиноксида 3,0-4,0 мас. % вязкость ВУС достаточна для переноса кольматанта неоднородного карбонатного пласта. Более высокие концентрации нецелесообразны с экономической точки зрения. Изменяя концентрацию NaOH, можно варьировать время деструкции волокон лактида.
[36]ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:
[37]| талловый амидопропилдиметиламиноксид | 3,0-4,0 |
| гидроксид натрия | 5,0-15,0 |
| хлорид натрия | 6,0 |
| вода пресная | остальное, |
[38]при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10-30 кг/м3.
[39]Объемы порций ВУС и дозировку волокна лактида определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ (таблица 2).
[40]
[41]При коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) в интервал обработки закачивают порцию ВУС объемом 2-5 м3 с волокнами лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3.
[42]Затем закачивают пластовую или пресную воду с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, что позволяет предотвратить контакт с пластовой нефтью и кислотными составами.
[43]После чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин.
[44]По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.
[45]При этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты.
[46]При радиусе распространения кислоты в диапазоне 2-4 м количество циклов составляет 2, при радиусе распространения 4-8 м - 3 цикла.
[47]Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.
[48]Увеличение объемов порций кислотного состава на 10-30% с каждым последующим циклом в процессе селективной кислотной обработки используют для заполнения объема растворенной породы и более полного контакта поверхности породы с кислотным составом в зонах с ухудшенными характеристиками (низкопроницаемые зоны), что повышает вероятность вскрытия новых пор.
[49]При последовательной циклической закачке пластовой или пресной воды с ПАВ, ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава достигают поэтапного перераспределения поступающей неотреагировавшей кислоты в еще не подвергшиеся обработке зоны пласта, что повышает эффективность кислотной обработки.
[50]При наличии на поверхности породы сложных структур из тяжелых углеводородов, образующих высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимых солей, перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин. Тем самым происходит очистка поверхности породы и увеличение площади реагирования.
[51]При коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.
[52]Пример конкретного выполнения.
[53]Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки - 2,2 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 10%. Радиус условного контура питания равен 150 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1179 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,8 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1121-1128 м и сложен карбонатными породами (известняками). По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкости подбирают оптимальные кислотные составы, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов.
[54]Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола скважины.
[55]Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку с хвостовиком из НКТ диаметром 73 мм и воронкой. Пакер устанавливают на глубине 1102 м, воронку - на глубине 1119 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,4 м3.
[56]Сажают пакерную компоновку на глубине 1102 м. Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.
[57]Открывают трубную задвижку. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 6 м3 нефти по колонне технологических НКТ.
[58]Приемистость составляет 160 м3/сут при давлении закачки Р=5 МПа, Куд. прием.=1,3 м3/МПа.
[59]По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимые объемы закачки углеводородного растворителя (в связи с наличием сложных структур из тяжелых углеводородов на поверхности породы), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.
[60]По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС.
[61]ВУС содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: талловый амидопропилдиметиламиноксид - 3,0, гидроксид натрия - 5,0, хлорид натрия - 6,0, вода пресная - остальное. Время деструкции волокон лактида составляет 7 ч.
[62]Объем первой и второй порции ВУС составляет 3,0 м3, дозировка волокна лактида 10,0 кг/м3 - на первый цикл и 10,0 кг/м3 - на второй цикл.
[63]Количество циклов последовательной закачки пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2, так как радиус распространения кислоты по расчетам 3,8 м.
[64]Расставляют технику, подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимого давления на пласт (5 МПа). Ожидаемое давление на устье при временной кольматации жидкостью-отклонителем с волокнами - 7 МПа.
[65]Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:
[66]1. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.
[67]2. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 7,0 м3.
[68]3. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.
[69]4. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна лактида 10,0 кг/м3.
[70]5. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.
[71]6. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.
[72]7. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 9,0 м3.
[73]8. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.
[74]9. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна 10,0 кг/м3.
[75]10. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.
[76]11. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.
[77]12. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 11,4 м3.
[78]13. Нефть (для продавки) в объеме 9,0 м3.
[79]Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу 7 ч на реагирование кислотного состава и деструкцию волокна лактида.
[80]Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости.
[81]Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.
[82]По результатам освоения приток жидкости увеличился до 3,2 м3/сут, что на 45% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился. Накопленная добыча нефти за год до обработки составила 722 т. После обработки накопленная добыча нефти за год увеличилась до 1051 т. Дополнительная добыча нефти за один год после проведения работ составила 329 т.
[83]Предлагаемый способ позволяет временно блокировать интервалы пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективно воздействовать кислотным составом на породу и выравнивать фронт обработки, что приводит к увеличению дебита нефти до 50%.
