Спосіб інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини з нафтогазоконденсатних родовищ

Реферат: Спосіб інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини з нафтогазоконденсатних родовищ включає імпульсну дію на продуктивний пласт, попередню обробку хімічними реагентами, дію заряду вибухової речовини. UA 87024 U (12) UA 87024 U UA 87024 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної галузі, зокрема до способів фізикохімічного впливу на привибійну зону пласта (ПЗП). Задачею корисної моделі є збільшення ефективності від обробок пласта хімічними речовинами за допомогою додаткової вибухової дії за рахунок підривання зарядів вибухової речовини в середовищі хімічної композиції, попередньо закачаної в пласт. Відомий метод підвищення нафтогазовидобутку шляхом кислотних гідророзривів продуктивних пластів, які призводять до збільшення тріщиноутворень ПЗП і, як наслідок, до покращення її дренажних властивостей, Даний метод знайшов широке застосування у практиці розробки нафтових і газових родовищ. Але такі його наслідки, як обмеженість при застосуванні на глибоких свердловинах - потрібні робочі тиски складають від 120 до 200 МПа, висока вартість робіт і обладнання, складність процесу, а також низький відсоток вдалих операцій, не дозволяють зробити його використання більш універсальним для різних за своїми фізикохімічними властивостями покладів вуглеводнів. Більш універсальним в цьому напрямі може розглядатися спосіб термохімічної обробки ПЗП, який викладено в Патенті 2126084 RU.C16E21B43/24B43/25. Даний спосіб заключається в тому, що штучно утворюється додатковий тиск в ПЗП за допомогою газоутворюючих реакцій. Недоліком даного процесу є його однократність, тобто після короткого терміну його протікання (декілька десятків секунд) він припиняється, подальшому процес інтенсифікації уповільнюється і через нетривалий термін (до 60 діб) припиняється. Відомий "Способ обработки призабойной зоны скважины" (патент RU №2091570 Е21 В43/27). За цим способом на вибій закачується невеликий об'єм 12 % розчину соляної кислоти, спускається та підривається пороховий заряд, а потім закачується основна маса кислотного розчину сповільненої дії. Однак, даний склад має недоліки, оскільки в момент підривання заряду, в поровому просторі пласта відсутня кислота, а час між підриванням та попаданням кислоти в пласт завеликий для поєднання ефекту від ударного та хімічного впливу. Вказані недоліки перешкоджають збільшенню охоплення пласта вказаним фізико-хімічним методом інтенсифікації. Найближчим аналогом є "Способ повышения флюидоотдачи продуктивного карбонатного пласта" (Патент SU №1579121, Е21 В43/263), що включає закачку в пласт соляної кислоти та проведення вибуху вибухової речовини в її середовищі. Спосіб відрізняється тим, що з метою підвищення ефективності процесу тріщиноутворення за рахунок утворення в пласті твердих розчинів водню, перед закачуванням соляної кислоти в пласт проводять нагнітання водню до утворення в пласті його твердих розчинів. Складністю здійснення цього способу є процес насичення порового простору пласта воднем, яке проводять при перфорації зарядами, що містять гідриди металів. В основу корисної моделі поставлено задачу вдосконалення способу інтенсифікації притоку шляхом спрощення його технології та збільшення зони обробки за рахунок вибухового розущільнення породи-колектора у ПЗП і застосування в якості хімреагентів рідин, що легко переходять у парогазову фазу в пластових умовах під тепловою дією заряду вибухової речовини. Поставлена задача вирішується тим, що перед спуском заряду вибухової речовини, у пласт закачується визначений об'єм кислотної, гідрофобізуючої чи іншої композиції, яка готується виключно на метанолі чи іншій рідині та переходить в пластових умовах в парогазову фазу, за рахунок чого збільшується коефіцієнт охоплення пласта обробкою. Внаслідок застосування даного способу відбувається додаткове утворення тріщин як у зоні, насиченій розчином, так і далеко за нею за рахунок переходу розчину у парогазову фазу та різкого розширення тріщин вглиб пласта. Запропонований спосіб був випробуваний в лабораторних умовах на установці УДПК-1М. Під час досліджень витримували тиск Ρ = 100 атм = const та температуру Τ = 95 °C - const, що наближені до пластових умов більшості свердловин Дніпровсько-Донецької западини. Для досліджень ефективності кислотної обробки брали зразки керну карбонату, пористість якого складала 6-8 %, проникність 35-65 мД. На верхньому торці керну свердлили отвір глибиною 10 мм та діаметром 4 мм, в який розміщували заряд пороху малої потужності. До обробки крізь керн пропускали азот, а потім гас і проводили заміри проникності. Кислотна обробка моделювалася шляхом пропускання водного розчину 15 % оцтової кислоти, об'єм якого рівний третині об'єму керну. В подальшому дистанційно підривався, розміщений в керні, малопотужний заряд пороху. Далі знову проводили заміри проникності по азоту та гасу. Випробування моделі запропонованого способу проводилося подібним чином, але за носій кислоти бралася не вода, а метанол. Отримані результати досліджень наведені в таблиці 1. 1 UA 87024 U 5 Для досліджень ефективності гідрофобізації пласта брали зразки пісковика, пористість якого складала 9-12 %, проникність 130-160 мД. На верхньому торці керну свердлили отвір глибиною 10 мм та діаметром 4 мм, в який розміщували заряд пороху малої потужності. До обробки крізь керн пропускали нафту, а потім пластову воду Акташського нафтового родовища. Керн насичували відомим водним розчином гідрофобізатора ГКЖ, об'єм якого рівний третині об'єму керну. В подальшому дистанційно підривався, розміщений в керні, малопотужний заряд пороху. Далі знову проводили заміри проникності по нафті та по пластовій воді. Випробування моделі запропонованого способу проводилося подібним чином, але за носій гідрофобізатора бралася не вода, а метанол. 10 Таблиця 1 Результати досліджень способу інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини з нафтогазоконденсатних родовищ шляхом кислотної обробки карбонатного керну п/п 1 2 3 4 Проникність до 2 обробки, мкм Азот Гас 0,1056 0,0438 0,1139 0,0652 0,0958 0,0358 0,1005 0,0502 Проникність після обробки водним 2 розчином кислоти та вибухом, мкм Азот Гас 0,1173 0,0552 0,1356 0,0768 0,1089 0,0612 0,1102 0,0756 Проникність після обробки запропонованим способом, мкм Азот Гас 0302 0,0987 0,2510 0,0856 0,2160 0,1009 0,2206 0,1025 Таблиця 2 Результати досліджень способу інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини з нафтогазоконденсатних родовищ шляхом обробки гідрофобізатаром ГКЖ № п/п 1 2 3 4 15 20 25 30 35 Проникність до 2 обробки, мкм Нафта 0,0879 0,0902 0,0956 0,0920 Вода 0,1301 0,1493 0,1556 0,1596 Проникність після обробки водним розчином гідрофобізатора та 2 вибухом, мкм Нафта Вода 0,1289 0,0902 0,1468 0,0967 0,1555 0,0971 0,1616 0,0989 Проникність після обробки запропонованим способом, мкм Нафта 0,2168 0,2225 0,2325 0,2389 Вода 0,0723 0,0735 0,0759 0,0791 Отримані результати досліджень наведені в таблиці 2. З результатів лабораторних досліджень видно, що застосування метанолу чи іншої рідини, що легко переходить в парогазову фазу під час кислотної обробки в поєднанні з вибухом заряд пороху, збільшує проникність карбонатного керну майже в два рази в порівнянні з подібною обробкою на воді. Як видно з таблиці 2, застосування даного способу для гідрофобізації пісковика призводить до помітного збільшення фільтрації нафти поряд з зменшенням фільтрації води. Крім того, спостерігалося збільшення тривалості ефекту в часі до трьох раз. Це пояснюється утворенням додаткових тріщин в об'ємі керну та збільшенням площі поверхні, обробленої гідрофобізатором. Спосіб інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини реалізується наступним чином. Свердловина підготовлена до проведення операцій з інтенсифікації видобутку, заповнена промивальною рідиною відповідної густини без твердої фази, укомплектовується необхідною для проведення робіт технікою: насосні агрегати, ємність для приготування хімічного розчину. Присутній геофізичний загін для спуску та підриву заряду вибухової речовини (торпеди, порохові генератори тиску). Після промивання ПЗП міцелярним розчином поверхнево-активної речовини (ПАР) та випробування на приймальність, готують кислотний, гідрофобізуючий чи інший розчин 3 відповідної концентрації. Об'єм кислотного розчину беруть з розрахунку не менше 1 м на 1 3 погонний метр інтервалу перфорації. Об'єм гідрофобізуючого розчину - не менше 5 м на 1 погонний метр інтервалу перфорації. Закачування хімічного розчину проводиться таким чином, щоб певний його об'єм залишався в стовбурі свердловини в інтервалі перфорації. В подальшому в середину інтервалу перфорації спускають заряд вибухової речовини, закривають свердловину та підривають заряд. 2 UA 87024 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 В залежності від глибини свердловини, витримують кислотний розчин в пласті 30-60 хвилин з репресією на пласт. Розчин гідрофобізатора витримують протягом 1-2 діб. Після витримки пласт розвантажують і освоюють свердловину відомим способом. Приклади застосування способу інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини. Приклад 1. Запропонований склад було застосовано на свердловині № 14 Матвіївського родовища, що вийшла з капітального ремонту. Пласт представлений пісковиком пористістю 8-11 % та проникністю 48-62 мД. Свердловина набирає максимальний статичний тиск 102,7 атм за три доби, який падає до 0 атм за 4 години роботи трубним простором на штуцері діаметром 6 мм. Метою проведення обробки була розкольматація привибійної зони та отримання гідродинамічного зв'язку з пластом. Свердловину задавили промивальною рідиною без твердої фази та промили розчином ПАР, 3 після чого приготували 2 м розчину оцтової кислоти концентрацією 30 % в метанолі з додаванням ПАР Неонол АФ 9-12 та інгібітора корозії ІКУ-118. Після закачки розчину в свердловину та продавки в пласт, в середину інтервалу перфорації спущено торпеду секційну ТС-45. Свердловину закрили та підірвали торпеду. Витримали свердловину під тиском протягом 1 години та освоїли пониженням рівня. Після освоєння з пласта отримано приток фільтрату та технологічного бруду. На другий день зафіксовано статичний тиск рівний 144 атм. Параметри роботи свердловини на штуцері 3 3 діаметром 6 мм наступні: дебіт газу Qг = 30 тис. м /добу, дебіт конденсату Qк = 0,4 м /добу, дебіт 3 води Qв = 0,5 м /добу. Приклад 2. Запропонований склад було застосовано на свердловині № 79 Котелевського родовища. Пласт представлений пісковиком пористістю 11-14 % та проникністю 56-71 мД. На момент проведення обробки пластовий тиск був меншим за тиск ретроградної конденсації на 130 атм, за рахунок чого в поровому просторі пласта накопичується рідина, що затрудняє фільтрацію газу до свердловини. Свердловина набирає максимальний статичний тиск 127,1 атм за сім діб, який спадає до 0 атм за 6 годин роботи трубним простором на штуцері діаметром 6 мм. Метою проведення обробки була гідрофобізація порового простору привибійної зони пласта для покращення фільтрації вуглеводнів на вибій свердловини. 3 На майданчику свердловини приготували хімічний розчин гідрофобізатора ГКЖ об'ємом 8 м з додаванням 2 % ПАР Неонол АФ 9-12. Носієм для розчину слугував метанол. Після закачки розчину в свердловину та продавки в пласт технічною водою, в середину інтервалу перфорації спущено торпеду секційну ТС-45. Свердловину закрили та підірвали торпеду. Витримали свердловину під тиском протягом 3 діб та освоїли пониженням рівня. Через 7 діб після освоєння свердловини зафіксовано статичний тиск рівний 170 атм. Параметри роботи свердловини на штуцері діаметром 6 мм наступні: дебіт газу Qг = 23 тис. 3 3 3 м /добу, дебіт конденсату Qг = 6,8 м /добу, дебіт води Qг - 0,45 м /добу. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини з нафтогазоконденсатних родовищ, що включає імпульсну дію на продуктивний пласт, який попередньо оброблений хімічними реагентами, які легко переходять в парогазову фазу під тепловою дією заряду вибухової речовини, що дає можливість розширити зону обробки пласта та збільшити її ефективність. Комп’ютерна верстка Л. Литвиненко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3