Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважин.

Известен способ освоения скважины, включающий снижение пластового давления в зоне скважины и заполнение скважины жидкостью глушения [Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с.194-198].

Известный способ позволяет эффективно осваивать скважины, однако после освоения продуктивность скважины снижается по сравнению с первоначальной.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ освоения скважины, в котором снижают пластовое давление в зоне скважины, заполняют скважину сырой дегазированной обезвоженной нефтью данного месторождения, проводят перфорацию в среде нефти, а при освоении скважины используют паровоздушную смесь при соотношении объемов пара и воздуха 1: (5-15), прокачиваемую через пусковую муфту (Патент РФ №2124626, опубл. 10.01.1999 - прототип).

Способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет осваивать скважину с достижением высокой продуктивности.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности освоения скважин.

Задача решается тем, что в способе освоения скважины, включающем заполнение скважины нефтью и перфорацию в среде нефти, согласно изобретению предварительно в скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб с расположением ее низа ниже на 1-2 м подошвы продуктивного пласта, скважину промывают и заполняют нефтью обратной промывкой, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, формируют компоновку из колонны насосно-компрессорных труб, переводника с технологическим отверстием и корпусного перфоратора, спускают компоновку в скважину с размещением перфоратора в интервале продуктивного пласта, производят перфорацию, опускают колонну насосно-компрессорных труб до совмещения технологического отверстия переводника с подошвой интервала перфорации, по колонне колонну насосно-компрессорных труб доставляют на забой скважины 10-20%-ный раствор соляной кислоты, содержащий 3,5-5% поверхностно-активного вещества, закрывают межтрубную задвижку, в колонне насосно-компрессорных труб поднимают давление в течение 1-3 мин до величины не более 6 МПа, закрывают трубную задвижку, открывают межтрубную задвижку и сбрасывают давление через межтрубное пространство, далее закрывают межтрубную задвижку, открывают трубную и повторяют циклы подъема давления в колонне насосно-компрессорных труб в течение 1-3 мин и сброс давления через межтрубное пространство до появления увеличенного интервала времени достижения давления 6 МПа, после чего выполняют продавку в пласт жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и из межтрубного пространства в призабойную зону скважины, вводят скважину в эксплуатацию.

Сущность изобретения

Известные способы освоения скважин не позволяют осваивать скважину с достижением высокой продуктивности. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности освоения скважин. Задача решается следующим образом.

При работах по освоению скважины в скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб с расположением ее низа ниже на 1-2 м подошвы продуктивного пласта. Такое размещение низа колонны позволяет в значительной степени промыть зумпф скважины и гарантированно заменить воду на нефть в интервале продуктивного пласта. Открывают трубную и межтрубную задвижки и промывают скважину прокачкой воды через колонну насосно-компрессорных труб и отбором воды через межтрубное пространство. Обратной промывкой заполняют скважину нефтью. Формируют компоновку из колонны насосно-компрессорных труб, переводника с технологическим отверстием и корпусного перфоратора. Спускают компоновку с размещением перфоратора в интервале продуктивного пласта. Производят перфорацию. Опускают колонну насосно-компрессорных труб до совмещения технологического отверстия переводника с подошвой интервала перфорации. По колонне насосно-компрессорных труб доставляют на забой скважины 10-20%-ный раствор соляной кислоты, содержащий 3,5-5% поверхностно-активного вещества. На устье закрывают межтрубную задвижку, открывают трубную задвижку и в колонне насосно-компрессорных труб поднимают давление в течение 1-3 мин до величины не более 6 МПа. Закрывают трубную задвижку, открывают межтрубную задвижку и сбрасывают давление через межтрубное пространство. Повторяют циклы подъема давления в колонне насосно-компрессорных труб в течение 1-3 мин и сброс давления через межтрубное пространство до появления увеличенного более 3 мин интервала времени достижения давления 6 МПа. Выполняют продавку в пласт жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и из межтрубного пространства в призабойную зону скважины. Вводят скважину в эксплуатацию.

В результате достигается высокая продуктивность скважины. Эффективность освоения скважин повышается.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. В нефтедобывающей скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб с расположением пера-воронки ниже на 1 м подошвы продуктивного пласта на глубине 1200 м. Промывают скважину водой и переводят на нефть обратной промывкой. Формируют компоновку из колонны насосно-компрессорных труб, переводника с технологическим отверстием и корпусного перфоратора. Спускают компоновку с размещением перфоратора в интервале продуктивного пласта. Производят перфорацию. Опускают колонну насосно-компрессорных труб до совмещения технологического отверстия переводника с подошвой интервала перфорации. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке закачивают на забой скважины 10%-ный раствор соляной кислоты, содержащий 3,5% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Закрывают межтрубную задвижку. В колонне насосно-компрессорных труб поднимают давление в течение 1 мин до величины не более 6 МПа. Закрывают трубную задвижку. Открывают межтрубную задвижку и сбрасывают давление через межтрубное пространство. Повторяют циклы подъема давления в колонне насосно-компрессорных труб в течение 1 мин и сброс давления через межтрубное пространство до появления интервала времени достижения давления 6 МПа, равного 10 мин. Выполняют продавку в пласт жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и из межтрубного пространства в призабойную зону скважины. Вводят скважину в эксплуатацию.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В нефтедобывающей скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб с расположением пера-воронки ниже на 1,5 м подошвы продуктивного пласта на глубине 1250 м. Промывают скважину водой. Скважину заполняют нефтью. Перфорируют интервал продуктивного пласта кумулятивной перфорацией в среде нефти. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке закачивают на забой скважины 15%-ный раствор соляной кислоты, содержащий 4% поверхностно-активного вещества ОП-7. Закрывают межтрубную задвижку. В колонне насосно-компрессорных труб поднимают давление в течение 2 мин до величины не более 6 МПа. Закрывают трубную задвижку. Открывают межтрубную задвижку и сбрасывают давление через межтрубное пространство. Повторяют циклы подъема давления в колонне насосно-компрессорных труб в течение 2 мин и сброс давления через межтрубное пространство до появления интервала времени достижения давления 6 МПа, равного 15 мин Выполняют продавку в пласт жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и из межтрубного пространства в призабойную зону скважины. Вводят скважину в эксплуатацию.

Пример 3. Выполняют как пример 1. В нефтедобывающей скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб с расположением пера-воронки ниже на 2 м подошвы продуктивного пласта на глубине 1220 м. Промывают скважину водой. Скважину заполняют нефтью. Перфорируют интервал продуктивного пласта кумулятивной перфорацией в среде нефти. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке закачивают на забой скважины 20%-ный раствор соляной кислоты, содержащий 5% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

Закрывают межтрубную задвижку. В колонне насосно-компрессорных труб поднимают давление в течение 3 мин до величины не более 6 МПа. Закрывают трубную задвижку. Открывают межтрубную задвижку и сбрасывают давление через межтрубное пространство. Повторяют циклы подъема давления в колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 мин и сброс давления через межтрубное пространство до появления интервала времени достижения давления 6 МПа, равного 20 мин Выполняют продавку в пласт жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и из межтрубного пространства в призабойную зону скважины. Вводят скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважин по примерам 1-3 составил 8-10 м³/сут. Освоение скважин по прототипу приводит к дебиту не более 4 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит достичь высокой продуктивности скважин.