Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами (В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - С. 62-64), включающий спуск колонны труб до забоя, закачку в колонну труб расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны труб и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны").

Недостатком способа является низкая эффективность так, как кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине.

Также известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта (Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом / Перев. изд. журн. США. - 1989, 10. С. 11), включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неравномерное кислотное воздействие на породу пласта в условиях открытого и относительно длинного ствола, при этом кислота активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у башмака колонны;

- во-вторых, кислотной обработке подвергаются интервалы пласта, а низкопроницаемые плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными, а при случайном расположении нижнего конца колонны труб на этих участках кислотного воздействия в этих плотных породах явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию.

Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно точечно только посредине каждого выделенного интервала обработки, а не по всей длине выделенного интервала обработки;

- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого горизонтального ствола скважины;

- в-третьих, высокая вероятность возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа невозможно осуществить промывку ствола скважины через заглушенную снизу гидромониторную насадку как в процессе спуска колонны труб в скважину, так и после кислотной обработки пласта;

- в-четвертых, продолжительный (длительный по времени) технологический процесс реализации способа, обусловленный тем, что необходимо обрабатывать по отдельности каждый выделенный интервал обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, исключение вероятности возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб при реализации способа, а также сокращение продолжительности технологического процесса реализации способа.

Поставленная техническая задача решается способом обработки продуктивного карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб с гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углом 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку в интервалы обработок пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режимах кислотного гидромониторного воздействия и гидропескоструйного воздействия песчано-водным раствором поверхностно-активного вещества.

Новым является то, что после выделение интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром внутри которого срезным винтом зафиксирована втулка, герметично перекрывающая изнутри отверстия фильтра, при открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину, устанавливают гидромониторную насадку напротив начала ближайшего к устью скважины интервала обработки открытого горизонтального ствола, сбрасывают запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла сферической воронки, затем на устье скважины на верхнюю трубу колонны труб наносят две метки расположенные под углом 180° друг к другу, начинают осевое перемещение колонны труб от устью к забою, при этом периодически в интервалах обработок порциями производят закачку кислоты по колонне труб в режиме гидромониторного воздействия с образованием продольных плоскостей в каждом интервале обработки пласта, при достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью, причем периодически в интервалах обработок порциями производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на продольные плоскости интервалов обработок пласта до достижения гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки, после чего поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют еще один раз, начиная с открытия затрубной задвижки на устье скважины и осевого перемещения колонны труб от устью к забою и заканчивая достижением гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки, по окончании кислотной гидромониторной и гидропескоструйной песчано-водной раствором поверхностно-активного вещества обработок с устья скважины при открытой затрубной задвижке на устье скважины по колонне труб технологической жидкостью проталкивают пробку с разрушением срезного винта и смещением втулки внутрь патрубка с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки, вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб с вращением и перемещением колонну труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность.

На фигуре 1-4 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

На фигуре 5 схематично изображено сечение А-А интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Длина открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины, вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2, составляет L=156 м (в интервале 1262-1418 м). Дебит нефти при этом 1,3-1,8 т/сут.

Проведением геофизических исследований выявили интервалы с высокой проницаемостью, сложенные трещиноватыми породами, и неработающие относительно плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены в трех интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′; 3″; 3′″, соответственно: 1407-1403 м, 1440-1334 м и 1285-1280 м.

После выделение интервалов обработки 3′; 3″; 3″ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 2) оснащают снизу-вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): сферической воронкой 5 с посадочным седлом 6 под сбрасываемый в колонну труб 4 с устья скважины запорный элемент, гидромониторной насадкой 7, патрубком-центратором 8, фильтром 9, внутри которого срезным винтом 10 зафиксирована втулка 11, герметично перекрывающая изнутри отверстия 12 фильтра 9.

Гидромониторная насадка 7 оснащена радиально расположенными под углом 120° к образующей трех сопел 13 с отверстиями 14 диаметром, например, 5 мм.

При открытой затрубной задвижке (на фиг. 1-5 не показано) на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 4) с промывкой технологической жидкостью, например, плотностью 1080 кг/м³ и вращением, например, с помощью бурового ротора марки Р-250, установленного на устье скважины с частотой вращения 20 об/мин, спускают в скважину со скоростью 0,25 м/с до тех пор, пока гидромониторная насадка 7 не окажется напротив ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1. Сбрасывают запорный элемент 15 (шар) (см. фиг. 3) в колонну труб 4 и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла 6 сферической воронки 5.

Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 1), а также после закачки песчано-водного раствора и извлечении колонны труб на поверхность позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине.

Далее на устье скважины на верхнюю трубу колонны труб 4 наносят две метки, расположенные под углом 180° друг к другу, начинают осевое перемещение колонны труб 4, например, со скоростью 0,2 м/мин от устья к забою 16 (см. фиг. 1), при этом периодически в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующими порциями 2 м; 3 м, 2,5 м³, производят закачку кислоты по колонне труб 4 в режиме гидромониторного воздействия через отверстия 14 сопел 13 гидромониторной насадки 7 с образованием продольных плоскостей 17′; 17″; 17′″ в каждом интервале обработки 3′; 3″; 3′″ пласта 2, соответственно.

Например, при открытой затрубной задвижке на устье скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 3 закачали в интервале обработок: 3′ (3 м³); 3″ (5 м³); 3′″ (4 м³) соляной кислоты 15% концентрации при максимальной скорости закачки.

За счет большой кинетической энергии струи (скорость струи на выходе из отверстий 14 сопел 13 гидромониторной насадки 6 достигает скорости 150 м/с) приобретают режущие свойства, что позволяет получить в открытом горизонтальном столе 1 в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующие продольные полости 17′; 17″; 17′″ (см. фиг. 3 и 5) с многократным увеличением площади фильтрации с достижением глубины обработки радиусом R=1,5-2 м.

При достижении сферической воронкой 5 забоя 16 открытого горизонтального ствола 1 закрывают затрубную задвижку на устье скважины и производят осевое перемещение колонны труб 4 со скоростью 0,2 м/мин от забоя 15 к устью, причем периодически в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующими порциями 1 м; 1,5 м³; 1,25 м³ производят закачку по колонне труб 4 песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на продольные плоскости 17′; 17″; 17′″ соответствующих интервалов обработок 3′; 3″; 3′″ пласта 2 до достижения гидромониторной насадкой 7 конца ближайшего конца ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′.

Например, при закрытой затрубной задвижке агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 14 сопел 13 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавили в продольные полости 17′; 17″; 17′″ соответствующих интервалов обработок: 3′ (1 м³); 3″ (1,5 м³); 3′″ (1,25 м³) песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81. Песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81 имеет следующую концентрацию: ПАВ МЛ-81 - 0,1%; песок мелкой фракции - 35-45 кг/м³, вода - 99,9%.

После чего поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют один раз, как описано выше, начиная с осевое перемещения колонны труб 4 от устью к забою 15 и заканчивая достижением гидромониторной насадкой 6 конца ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′ с образованием в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующих продольных полостей 18′; 18″; 18′″ с их обработкой песчано-водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81.

Таким образом, в интервале обработки 3′ (см. фиг. 5) образуется восемь продольных полостей 17′; 17″; 17′″; 18′; 18″; 18′″ с глубиной обработки радиусом R=1,5-2 м от оси открытого горизонтального ствола 1 скважины, также по восемь продольных плоскостей образуются в оставшихся интервалах обработок 3″; 3″.

Повышается эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйное воздействия осуществляют по всей длине каждого выделенного интервала обработки, а наличие патрубка - центратора 8 и шаровой воронки 5 позволяют разместить гидромониторную насадку 7 симметрично оси открытого горизонтального ствола 1 скважины и воздействовать струями жидкости перпендикулярно открытому горизонтальному стволу 1 скважины. В результате в 3-4 раза, т.е. до 3,9-7,2 т/сут, увеличивается нефтеотдача (дебит) карбонатного пласта после реализации способа, что связано со значительным увеличением площади охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала обработки 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2, вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины.

Сокращается продолжительность обработки пласта, так как все интервалы обработок 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2, вскрытого открытым горизонтальным стволом 1, скважины подвергаются гидромониторному и гидропескоструйному воздействию за один двойной ход колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины (от начала открытого горизонтального ствола 1 к забою и обратно).

По окончании кислотной гидромониторной и гидропескоструйной песчано-водной раствором поверхностно-активного вещества обработок с устья скважины при открытой затрубной задвижке на устье скважины по колонне труб 4 технологической жидкостью проталкивают пробку 17 (см. фиг. 4) с разрушением срезного винта 10 и смещением втулки 11 внутрь патрубка-центратора 8 с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки 6.

Вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола 1 скважины закачкой технологической жидкости, плотностью 1080 кг/м³ в колонну труб 4 с вращением буровым ротором и перемещением колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины от устья к забою 16.

Перед наращиванием колонны труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 закачкой технологической жидкости по колонне труб 4 через отверстия 12 фильтра 9 в объеме 1 цикла с трехкратной проработкой на длину одной трубы до достижения сферической воронкой 5 забоя 16 (см. фиг. 1 и 4) открытого горизонтального ствола 1 скважины.

Например, от начала открытого ствола в интервале 1262 м и до конца открытого ствола (забоя) скважины в интервале 1418 м, т.е. на протяжении 156 м применяют колонну бурильных труб марки ТБПН 73-9,19, например длиной по 10 м в количестве 15 штук и одного патрубка длиной 6 м.

Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб через отверстия 12 фильтра 9 и подъемом технологической жидкости по межтрубью через открытую задвижку на устье скважины в объеме одного цикла с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м. Один цикл промывки равен одному объему внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73-9,19, начиная с длины: L=1262 м.

Получаем объем: V₁=(3,14·d²/4)·L=3,14·(0,073-(,00919 м·2))²/4·1262 м=2,95 м³.

Таким образом, перед каждым наращиванием колонны труб 4 производят промывку в объеме одного цикла, начиная с объема V₁=2,1 м³ (в интервале 1262 м) и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V₂=3,32 м³ в интервале 1418 м).

Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 2), а также после кислотной обработки пласта позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине.

После чего извлекают колонну труб 4 на поверхность.

Предлагаемый способ обработки продуктивного карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины;

- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;

- исключить вероятность возникновения аварий в скважине, связанных с прихватом колонны труб;

- сократить продолжительности обработки пласта.