СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ НЕФТЯНОЙ МАЛОДЕБИТНОЙ СКВАЖИНЫ

В практике строительства скважин известны четыре способа заканчивания скважин с образованием разных конструкций забоев: с открытым забоем; с закрытым или обсаженным забоем; с забоем, предотвращающим пескопроявление [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 10-21].

В процессе строительства скважин зачастую вскрываются гидрофильные продуктивные нефтенасыщенные пласты, которые, являясь гетерогенной системой, состоят из множества пор и каналов, размеры которых изменяются от 1 до 500 мкм и более. В случае дополнительного воздействия фильтров бурового и цементного растворов, а также перфорационной среды происходит размыв глиносодержащих пород и образование водных барьеров в низкопроницаемых гидрофильных коллекторах.

Наиболее распространен способ заканчивания скважины с образованием закрытого забоя, когда вскрывают продуктивный пласт на всю толщину, спускают эксплуатационну (обсадную) колонну до проектной глубины, с перекрытием интервала продуктивного пласта, и после цементирования эксплуатационной колоны (тампонажных работ) проводят перфорацию объекта с последующим освоением скважины [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 21-22].

Недостатком данного способа заканчивания скважины является, негативное воздействие бурового раствора на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также ухудшение фильтрационных свойств пласта, за счет проникновения фильтратов бурового и тампонажного растворов в глубину продуктивного пласта.

Известен способ заканчивания газовой скважины с образованием закрытого забоя, при котором в скважину спускают эксплуатационную колонну, промывают скважину заменой бурового раствора на техническую воду и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны на гибкой трубе колтюбинговой установки [патент №2438007, Е21В 43/00, Ε21В 33/12, Ε21В 34/06].

Недостатком данного способа заканчивания скважины является невозможность его применения в нефтяной скважине, длительность процесса заканчивания и большая его трудоемкость.

Наиболее близким техническим решением для нефтяной скважины и принятой за прототип является способ заканчивания скважины с образованием открытого забоя, когда скважина бурится до проектной глубины, при этом интервал продуктивного пласта остается не перекрытым, либо перекрывается фильтром [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 12-13].

Недостатком этого способа является то, что в процессе освоения и интенсификации притока скважины происходит дополнительная кольматация фильтратами технологических растворов гидрофильного коллектора, что в свою очередь ведет к набуханию глинистых частиц, содержащихся в коллекторе и уменьшению гидравлического радиуса пор.

На основании изложенного предлагается способ заканчивания скважины, исключающий негативное воздействия на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также позволяющий сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта близкими к природным, за счет исключения цементирования в интервале продуктивного пласта и контактирования фильтратов технологических жидкостей с коллектором.

Технический результат изобретения - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины за счет капиллярной пропитки продуктивного пласта закачиваемой композицией.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что заканчивание нефтяной малодебитной скважины включает бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину, спуск эксплуатационной колонны, оборудованной пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми, прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция (CaCl₂), запакеровку пакера манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород, цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, остановку (оставление) скважины на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств, последующее разбуривание пакера, закачивание в подпакерное пространство скважины соляной кислоты (HCl) и разрушение легкоплавких вставок с освобождением сквозных отверстиий секции обсадных труб, и вызов притока из продуктивного пласта, например, созданием депрессии на пласт, при этом пакер манжетного цементирования размещен на глубине твердых сцементированных глинистых пропластках, а секция обсадных труб расположена ниже пакера и перекрывает всю толщину продуктивного пласта.

На фиг. 1 изображена схема спуска обсадной колонны и промывки ствола малодебитной скважины в гидрофильном пласте, на фиг. 2 - то же, при цементировании, на фиг. 3 - то же, при очистке забоя, на фиг. 4 - то же, при вызове притока из пласта.

Способ реализуется следующим образом.

В процессе закачивания нефтяной малодебитной скважины проводят бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 с первичным вскрытием продуктивного пласта 3 на всю его толщину. В пробуренный ствол 1 скважины спускают эксплуатационную колонну 2. В нижней части эксплуатационной колонны 2 монтируется пакер 4 манжетного цементирования, а ниже него монтируется секция 5 обсадных труб.

При этом пакер 4 в составе эксплуатационной колонны 2 размещен так, чтобы он находился на глубине твердых сцементированных глинистых пропластков, а секция 5 обсадных труб располагалась в интервале продуктивного пласта 3 и перекрывала всю толщину продуктивного пласта 3.

В секции 5 обсадных труб выполнены сквозные отверстия 6, перекрытые легкоплавкими вставками 7, например алюминиевыми.

После спуска в скважину эксплуатационной колонны 2 осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором 8 через башмак 9 эксплуатационной колонны 2 с последующим удалением бурового раствора 8 из нижней части эксплуатационной колонны 2 и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция 10 (CaCl₂).

Далее осуществляют запакеровку пакера 4, при этом уплотнительные манжеты пакера перекрывают заколонное пространство 11 между эксплуатационной колонной 2 и сцементированным глинистым пропластком 12 выше кровли 13 продуктивного пласта 3, отсекая продуктивный пласт 3 от вышележащих горных пород, препятствуя его загрязнению.

После этого через муфту ступенчатого цементирования (не показана), входящую в конструкцию пакера 4, осуществляют цементирование заколонного пространства 11 за эксплуатационной колонной 2 с выходом цементного раствора 14 до проектной глубины, например, для нефтяных скважин она составляет 150 м до устья.

Затем скважину останавливают, то есть на ней не проводятся никакие технологические операции на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны 15 ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств.

В процессе капилярной пропитки прискважинной зоны 15 водным раствором хлорида кальция CaCl₂ возникает осмотический и катионно-ионный обменный процесс: катионы более активного Са++ замещают ионы Na-, содержащиеся в терригенном коллекторе, что способствует снижению набухающей способности глинистых частиц, содержащихся в коллекторе (осушка прискважинной зоны), тем самым укрепляя стенки ствола скважины, и увеличению гидравлического радиуса пор коллектора, что в конечном итоге приведет к увеличению продуктивности скважины.

После затвердевания цементного раствора 14 в заколонном пространстве 11 и пропитки прискважинной зоны 15 проводят разбуривание пакера 4 на водном растворе хлорида кальция 10, в результате которого проходное отверстие эксплуатационной колонны 2 освобождается.

После повторной промывки скважины в подпакерное пространство скважины (то есть в пространство ниже пакера 4) закачивают 20-процентную соляную кислоту 16 (HCl), с помощью которой осуществляют разрушение легкоплавких вставок, перекрывающих сквозные отверстия 6 секции 5 обадных труб в эксплуатационной колонне 2, с освобождением сквозных отверстий 6 секции 5 обсадных труб.

В заключение осуществляют вызов притока нефти 17 из продуктивного пласта 3, например, созданием депрессии на пласт.