Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ

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, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя, закачку в НКТ расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны НКТ и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны") [В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - с.62-64].

Недостатком способа является то, что кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной по глубине.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а 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 (Патент РФ №2205950, опубл. 10.06.2003 - прототип).

Недостатки известного способа:

1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались не обработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.

2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти.

Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, согласно изобретению, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, насадку размещают на забое ствола скважины, прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня, проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают НКТ и осваивают скважину.

Сущность изобретения

В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь 3-4 участка (точки) ствола, а высвободившаяся из порового пространства нефть всплывает и блокирует верхнюю часть горизонтального ствола, что препятствует реакции кислоты с карбонатными породами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.

Для повышения эффективности обработок горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин предложено обработку проводить по технологии постоянного удаления (смывания) пленки нефти. Заявленный способ проводят в следующей последовательности.

В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу типа колтюбинг с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 3-4 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа ориентировочно на глубину 600-800 м, прокачивают инертный газ, например, азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. В этот момент скважина оказывается частично заполнена нефтью в верхней части. В такую скважину спускать НКТ не представляется возможным из соображений безопасности работ. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти». В скважину задавливают объем воды глушения при давлении не более 6 МПа и выжидают, пока нефть всплывет к устью скважины через воду ориентировочно 10-15 мин. Стравливают нефть в емкость около скважины до давления в скважине 0,5-1,0 МПа. Вновь задавливают в скважину объем воды глушения, проводят технологическую выдержку и вновь стравливают всплывшую нефть. Операции повторяют до полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.

В результате удается достичь дебита скважины, превышающий дебит скважины, полученный по известной технологии.

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр ствола 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой в течение 3,5 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа на глубину 700 м и прокачивают азот до появления азота на устье скважины. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Скважина частично заполнена нефтью в верхней части. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды до 6 МПа - выдержка 10-15 мин - стравливание нефти до давления 0,5-1,0 МПа». Стравливают нефть в желобную емкость у скважины. Операции повторяют 6 раз. Добиваются полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.

В результате дебит скважины составил 17 м³/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям составляли 12 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.