Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом.

Известен способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент RU №2288356, МПК E21B 43/27, опубл. 27.11.2006 г., бюл. №33), включающий закачку в призабойную зону раствора кислоты при давлении закачки, при котором скважина принимает раствор кислоты, предварительно закачку раствора кислоты проводят с расходом не более 100 м³/сут поэтапно с наращиванием давления закачки от этапа к этапу с технологической выдержкой между этапами и замером давления в скважине после каждой технологической выдержки, а после снижения давления в скважине после очередной технологической выдержки прекращают закачку раствора кислоты и промывают скважину нефтью или гидрофобно-эмульсионным раствором.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, обусловленный закачкой кислоты в несколько этапов, кроме того, процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;

- во-вторых, дополнительные затраты на проведение технологических операций по промывке скважины нефтью или гидрофобно-эмульсионным раствором, что не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины;

- в-третьих, не обеспечивается сплошная и равномерная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины по всей протяженности фильтра горизонтальной скважины;

- в-четвертых, обработку горизонтальной скважины производят по всему периметру скважины, вследствие чего происходит прорыв раствора кислоты к водонефтяному контакту и обводнение добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины (патент RU №2325517, МПК E21B 43/27, опубл. 27.05.2008 г., бюл. №15), включающий спуск в скважину в обрабатываемый интервал на колонне труб гидроперфоратора с насадками и проведение через него струйного воздействия углеводородным растворителем, затем раствором кислоты с проведением технологической выдержки, при этом в качестве указанного перфоратора используют гидроперфоратор одностороннего действия с направлением сопел вверх, предварительно в интервал обработки продавливают нефть или эмульсию на нефтяной основе, выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью, струйное воздействие раствором кислоты производят из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м, после чего производят технологическую выдержку на реагирование кислоты, оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию, при этом нефть и/или углеводородный растворитель содержит эмульгатор.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большая продолжительность технологического процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, обусловленная применением колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и технологической выдержкой на реагирование кислоты. В залежи битумов температура паровой камеры достигает свыше 100°C, что ускоряет процесс течения реакции кислотного раствора, поэтому время на проведение технологических операций по закачке кислотного раствора, а также технологической выдержки на реакцию в горизонтальных скважинах, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом, снижается в разы;

- во-вторых, закачку кислоты производят в постоянном режиме, что не обеспечивает равномерной обработки призабойной зоны по всей верхней части горизонтальной скважины по всей длине фильтра, при этом восстановление продуктивности пласта имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как кислота не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта. Кроме того, закачка эмульгатора ухудшает коллекторские свойства призабойной зоны горизонтальной скважины. Все это снижает эффективность обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом, за счет расширения зоны обработки пласта, исключения засорения фильтра, а также сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа.

Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающим спуск в обрабатываемый интервал скважины гидроперфоратора с колонной труб одностороннего действия с направлением сопел вверх, струйное воздействие через него углеводородным растворителем, затем раствором кислоты, проведение технологической выдержки на реагирование кислоты, извлечение оборудования из скважины, свабирование и пуск скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что на устье горизонтальной скважины до спуска в скважину нижний конец колонны труб оснащают снизу вверх: центратором-патрубком, гидроперфоратором одностороннего действия с направлением сопел вверх, импульсным пульсатором жидкости, клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, спускают колонну труб до упора центратора-патрубка в забой горизонтальной скважины, далее в два этапа в импульсном режиме через гидроперфоратор производят струйное воздействие на призабойную зону пласта сначала углеводородным растворителем, а затем соляной кислотой, при реализации двух этапов с одновременной закачкой углеводородного растворителя или соляной кислоты перемещают колонну труб от забоя к устью с постоянной скоростью на длину фильтра горизонтальной скважины, по окончании закачки соляной кислоты размещают гидроперфоратор в конце фильтра со стороны устья скважины, далее на устье скважины в колонну труб устанавливают пробку и продавливают ее по колонне труб технологической жидкостью до посадки пробки на седло клапана и разрушения срезного штифта под действием избыточного давления в колонне труб, далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора гидроперфоратора в забой горизонтальной скважины, затем в три цикла поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На фиг.1, 2 схематично представлен способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.

На устье горизонтальной скважины 1 нижний конец колонны труб 2 (фиг.1) оснащают снизу вверх: центратором-патрубком 3, гидроперфоратором 4 одностороннего действия с направлением сопел вверх, импульсным пульсатором жидкости 5, клапаном 6, состоящим из седла 7 и корпуса 8 с отверстиями 9 (например, в корпусе 8 выполняют шесть отверстий диаметром 12 мм). Отверстия 9 корпуса 8 изнутри герметично перекрыты седлом 7 и зафиксированы срезным штифтом 10 относительно корпуса 8. Центратор-патрубок 3 представляет собой, например, отрезок колонны НКТ 73 мм длиной 0,5 м с приваренными снаружи четырьмя пластинами, обеспечивающими соосность колонны труб 2 в горизонтальной скважине 1.

В качестве колонны труб 2 применяют безмуфтовую трубу колтюбинга (ТУ 14-3-1470-86), например, диаметром 50,8 мм с толщиной стенки 3,0 мм производства АО "Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности" ("УралНИТИ").

В качестве гидроперфоратора 4 применяют устройство, описанное в патенте RU №2325517, МПК E21B 43/27, опубл. 27.05.2008 г., бюл. №15.

Гидроперфоратор 4 состоит из корпуса с соплами 11, например, диаметром 3,5 мм, обеспечивающими струйное воздействие водным раствором кислоты на призабойную зону пласта 12, а также шарниров (на фиг.1, 2 не показаны) в месте соединения гидроперфоратора 4 (фиг.1) с центратором-патрубком 3 и импульсным пульсатором жидкости 5.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 5 применяют устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2400615, МПК E21B 28/00, опубл. 27.09.2010 г., бюл. №27 или патенте на изобретение RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. 10.12.2004 г., бюл. №34.

Спускают колонну труб 2 до упора центратора-патрубка 3 в забой горизонтальной скважины 1.

Углеводородный растворитель и соляная кислота через сопла 11 гидроперфоратора 4 с большой скоростью стекают через верхнюю часть горизонтальной скважины 1 в призабойную зону пласта 12.

В процессе реализации способа используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты (HCl) (соляная кислота синтетическая техническая по ГОСТ 857-95).

Далее в два этапа в импульсном режиме через гидроперфоратор 4 производят струйное воздействие на призабойную зону пласта 12 сначала углеводородным растворителем, а затем водным раствором соляной кислоты.

При реализации двух этапов с одновременной закачкой углеводородного растворителя или водного раствора кислоты перемещают колонну труб 2 от забоя к устью горизонтальной скважины 1 с постоянной скоростью 40 м/мин на длину L, которая соответствует длине фильтра 13 горизонтальной скважины 1.

Применения в качестве колонны труб 2 безмуфтовой трубы колтюбинга с одновременной закачкой кислотного раствора в импульсном режиме в призабойную зону пласта позволяет сократить продолжительность технологического процесса.

На первом этапе с устья горизонтальной скважины 1 при открытых центральной 14 и межколонной 15 задвижках с помощью насосного агрегата 16, например марки ЦА-320, заполняют колонну труб 2 углеводородным растворителем. В качестве углеводородного растворителя применяют, например, нефрас - А-130/150 (ГОСТ 10214-78). Также в качестве углеводородного растворителя могут быть применены нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.

Далее закрывают межколонную задвижку 15 и при открытой центральной задвижке 14 насосным агрегатом 16 в призабойную зону пласта 12 по колонне труб 2 через импульсный пульсатор жидкости 5 и сопла 11 гидроперфоратора 4 производят закачку углеводородного растворителя в импульсном режиме, например с расходом 3 л/с под давлением 12 МПа, при этом одновременно перемещают колонну труб 2 с постоянной скоростью, например со скоростью 40 м/мин, от забоя к устью на длину L фильтра 13 горизонтальной скважины 1.

Закачку углеводородного растворителя с одновременным перемещением колонны труб 2 продолжают до достижения гидроперфоратором 4 конца фильтра 13 со стороны устья горизонтальной скважины 1.

Затем вновь спускают колонну труб 2 до упора центратора-патрубка 3 в забой горизонтальной скважины 1.

На втором этапе с устья горизонтальной скважины 1 с помощью насосного агрегата 14, например марки ЦА-320 заполняют колонну труб 2 15%-ным водным раствором соляной кислоты. Далее в призабойную зону пласта 12 насосным агрегатом 16 по колонне труб 2 через импульсный пульсатор жидкости 5 и сопла 11 гидроперфоратора 4 производят закачку 15%-ного водного раствора соляной кислоты в импульсном режиме, например с расходом 4 л/с под давлением 17 МПа. При этом одновременно перемещают колонну труб 2 с постоянной скоростью, например со скоростью 40 м/мин, от забоя к устью на длину L фильтра 13 горизонтальной скважины 1. Закачку соляной кислоты с одновременным перемещением колонны труб 2 продолжают до достижения гидроперфоратором 4 конца фильтра 13 со стороны устья горизонтальной скважины 1.

Устанавливают пробку 17 (фиг.2) в колонну труб 2 и продавливают ее по колонне труб 2 закачкой технологической жидкости в колонну труб 2 насосным агрегатом 16 до посадки пробки 17 на седло 7 клапана 6 и разрушения срезного штифта 10 под действием избыточного давления в колонне труб 2, например при давлении 9,0 МПа, при этом седло 7 смещается вниз и открываются отверстия 9 в корпусе 8 клапана 6, которые сообщают внутреннее пространство 18 колонны труб 2 с межколонным пространством 19 горизонтальной скважины 1.

Применение импульсного пульсатора жидкости 5 упрощает осуществление способа и сокращает его продолжительность, а за счет применения клапана 6 сокращается количество спуско-подъемных операций, что приводит к снижению стоимости и продолжительности работ по обработке призабойной зоны горизонтальной скважины.

Пробка 17 герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости 5 и гидроперфоратор 4. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб 2 до упора центратора-патрубка 3 в забой горизонтальной скважины 1. Затем через межколонную задвижку 15 обвязывают второй насосный агрегат 20 с межколонным пространством 19.

Далее поочередно в три цикла то во внутреннее пространство 18 колонны труб 2 с помощью насосного агрегата 16 через открытую центральную задвижку 14, то в межколонное пространство 19 с помощью второго насосного агрегата 20 через межколонную задвижку 15 горизонтальной скважины 1 закачивают технологическую жидкость в объеме по 0,5 м³. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м³.

По окончании времени выдержки (1 ч) отсоединяют насосные агрегаты 16 и 20 и оборудование извлекают из скважины 1. Производят свабирование скважины с целью ее очистки от продуктов реакции и запускают скважину в эксплуатацию.

В процессе технологической выдержки, которая составляет не более 1 ч, производится кислотное «полоскание», что позволяет вымыть выпавшие из призабойной зоны пласта на фильтр в процессе эксплуатации отложения соли, накипь и прочие загрязнения, снижающие пропускную способность фильтра.

Предлагаемый способ позволяет эффективно обработать призабойную зону горизонтальной скважины, пробуренной в залежи битумов и разрабатываемой термическим методом, за счет расширения зоны обработки пласта, исключить засорение фильтра, а также сократить продолжительность технологического процесса осуществления способа.