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 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, опублик. 10.06.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, 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 глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опублик. 20.08.2013 - прототип).

Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении, водородный показатель рН<4.

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 с обеспечением реагирования всего объема кислоты с породой.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, согласно изобретению, предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.

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 часть коллектора, а остальная часть блокирована от воздействия кислоты нефтяной фазой. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет удаления нефти с поверхности пор коллектора и обеспечения более полного воздействия кислоты на коллектор.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный не обсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт (до 2-3 раз). Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб.

Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Закрывают затрубную задвижку и продавливают раствор поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт.

В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют водный раствор концентрации, достаточной для отмывания нефти от породы. Как правило, такая концентрация равна 0,1% и более. В качестве поверхностно-активного вещества используют любое, способное отмывать нефть, например, МЛ-81Б, МЛ-72, ОП-7 и т.п.

Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину ориентировочно в течение 1-4 часа. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт.

Продавливают раствор кислоты в пласт 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. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 2-4 часов. Проводят промывку ствола скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины. Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины, прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают, таким образом, кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.

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

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб.

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 затрубной 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.

Открывают затрубную задвижку и горизонтальный ствол скважины заполняют по гибкой безмуфтовой трубе водным раствором поверхностно-активного вещества - 0,1% водным раствором МЛ-81Б. При закрытой затрубной задвижке по гибкой безмуфтовой трубе выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину (в течение 2 часов), затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт 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.

Промывают скважину.

Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой.

По затрубному пространству прокачивают азот с отбором по колонне насосно-компрессорных труб до появления азота на устье скважины, используя один компрессор и две цистерны для вывоза отобранной при компрессировании жидкости. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Проводят глушение скважины. Поднимают из скважины оборудование. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и запускают скважину в работу.

В результате дебит скважины составил 23 м³/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям, составляли 17 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.