Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

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

Недостатком способа является низкая эффективность так, как кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине.

Также известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта (Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом / Перев. изд. журн. США. - 1989, 10. С. 11), включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неравномерное кислотное воздействие на породу пласта в условиях открытого и относительно длинного ствола, при этом кислота активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у башмака колонны;

- во-вторых, кислотной обработке подвергаются интервалы пласта, а низкопроницаемые плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными, а при случайном расположении нижнего конца колонны труб на этих участках кислотного воздействия в этих плотных породах явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию.

Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем 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.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно точечно только посредине каждого выделенного интервала обработки, а не по всей длине выделенного интервала обработки;

- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого горизонтального ствола скважины;

- в-третьих, высокая вероятность возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа невозможно осуществить промывку ствола скважины через заглушенную снизу гидромониторную насадку как в процессе спуска колонны труб в скважину, так и после кислотной обработки пласта;

- в-четвертых, продолжительный (длительный по времени) технологический процесс реализации способа, обусловленный тем, что необходимо обрабатывать по отдельности каждый выделенный интервал обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, исключение вероятности возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб при реализации способа, а также сокращение продолжительности технологического процесса реализации способа.

Поставленная техническая задача решается способом обработки продуктивного карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб с гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углом 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислоты в интервалы обработки пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на интервалы обработок пласта.

Новым является то, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой, гидромониторной насадкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент, патрубком-центратором, при открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину, устанавливают гидромониторную насадку напротив начала ближайшего к забою открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки, с устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла гидромониторной насадки, далее вращают колонну труб с устья скважины и производят закачку порции кислоты по колонне труб в режиме кислотного гидромониторного воздействия с образованием поперечной плоскости, затем прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб и перемещают колонну труб от забоя к устью скважины на один метр в интервале обработке и в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс с образованием поперечных полостей повторяют через каждый метр в зависимости от длины интервала обработки в открытом горизонтальном стволе скважины, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от забоя к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, по окончанию создания последней поперечной полости в интервале обработки открытого горизонтального ствола, закрывают затрубную задвижку на устье скважины, не прерывая вращение колонны труб с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость, прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества по колонне труб, затем перемещают колонну труб от устью к забою скважины на один метр, и в режиме гидропескоструйного воздействия обрабатывают следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс повторяют в зависимости от количества поперечных полостей в интервале обработки, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от устью к забою скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки открытого горизонтального ствола, вымывают запорный элемент и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство с одновременным вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения шаровой воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность.

На фигуре 1-4 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

На фигуре 5 схематично изображено сечение А-А интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Длина открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2 составляет L=167 м (в интервале 1252-1419 м). Дебит нефти при этом 1,4-1,9 т/сут.

Проведением геофизических исследований выявили интервалы с высокой проницаемостью, сложенные трещиноватыми породами, и неработающие относительно плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены в трех интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′; 3″; 3″′, соответственно: 1407-1403 м, 1339-1334 м и 1285-1281 м.

После выделения интервалов обработки 3′; 3″; 3″ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 2) оснащают снизу-вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): сферической воронкой 5, гидромониторной насадкой 6 с посадочным седлом 7 под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент 8 (см. фиг. 3), патрубком-центратором 9 (см. фиг. 2).

Вымываемый запорный элемент 8 выполнен в виде шара и изготовлен из материал, обеспечивающего подъем из колонны труб на поверхность в потоке жидкости, например из полиуретана.

Гидромониторная насадка 6 оснащена радиально расположенными под углом 120° к образующей трех сопел 10 с отверстиями 11 диаметром, например 6 мм.

При открытой затрубной задвижке (на фиг. 1-5 не показано) на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 1 и 2) с промывкой технологической жидкостью, например плотностью 1080 кг/м³ и вращением, например с помощью бурового ротора марки Р-250, установленного на устье скважины с частотой вращения 20 об/мин спускают в скважину со скоростью 0,25 м/с и устанавливают гидромониторную насадку 6 напротив начала (1407 м) ближайшего к забою 12 (1419 м) открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки 3′ длиной l=1407-1403 м.

С устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент 8 в колонну труб 4 и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла 7 (см. фиг. 3) гидромониторной насадки 6.

Далее вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при открытой затрубной задвижке на з с устье скважины агрегатом насосным АН-700 производят закачку порции кислоты, например 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1 м³, по колонне труб 4 в режиме кислотного гидромониторного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 с образованием поперечной плоскости 13′ в интервале 1407 м интервала обработки 3′.

Затем прекращают вращение колонны труб 4 с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб 4. Перемещают колонну труб 4 от забоя 12 к устью скважины на один метр в интервале обработки 3′ и образуют следующую поперечную полость 13″.

Для этого вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при открытой затрубной задвижке на с устье скважины агрегатом насосным АН-700 производят закачку порции кислоты, например 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1 м³ по колонне труб 4 (см. фиг. 1, 3 и 5) в режиме кислотного гидромониторного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 с образованием поперечной плоскости 13″ в интервале 1406 м интервала обработки 3′. После чего технологический процесс с образованием поперечных полостей 13′″…13ⁿ повторяют через каждый метр, как описано выше в зависимости от длины интервала обработки 3′, начиная с вращения колонны труб 4 с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб 4 от забоя 12 к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 2 скважины.

Например, закачкой кислоты в объеме по 1 м³ в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют еще две поперечные полости 13′″ и 13″″ в интервале 1405 и 1404 м соответственно интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины.

Таким образом, за счет большой кинетической энергии струи (скорость струи на выходе из отверстий 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 достигает скорости 150 м/с) приобретают режущие свойства, что позволяет получить в открытом горизонтальном стволе 1 в интервале обработки 3′ через каждый один метр получить поперечные полости 13′; 13″; 13′″; 13″″ (см. фиг. 1 и 5) с многократным увеличением площади фильтрации с достижением глубины обработки радиусом R=1,5-2 м.

Расстояние l=1 м между поперечными полостями 13′; 13″; 13′″; 13″″ получено опытным путем, так как при расстояние менее одного метра может произойти разрушение поперечных полостей 13′; 13″; 13′″; 13″″, а при расстоянии более одного метра снижается площадь фильтрации продукции пласта 2 в открытый горизонтальный ствол 1, что снижает эффективность реализации предлагаемого способа.

По окончанию создания последней поперечной полости 13″″ в интервале обработки 3″″ открытого горизонтального ствола, закрывают задвижку на затрубье, не прерывая вращение колонны труб 4 с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость 13″″ в интервале 1404 м.

Например, при закрытой затрубной задвижке с устья скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавливают в поперечную полость 13″″ песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 0,75 м³. В качестве поверхностно-активного вещества применяют, например МЛ-81, а песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества имеет следующую концентрацию: ПАВ МЛ-81 - 0,1%; песок мелкой фракции - 35-45 кг/м³, вода - 99,9%.

Затем прекращают вращение колонны труб 4 с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81 по колонне труб 4. Перемещают колонну труб 4 от устья скважины к забою 12 на один метр в интервале обработки 3′ и воздействуют на следующую поперечную полость 13′″ в интервале 1405 м.

Для этого вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при закрытой затрубной задвижке с устье скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавили в поперечную полость 13″″ песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 0,75 м³.

После чего технологический процесс с гидропескоструйным воздействием на оставшиеся поперечные полости 13′″ и 13″″ повторяют через каждый метр, начиная с вращения колонны труб 4 с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб 4 от устья к забою 12 скважины на один метр в пределах интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины. Например, в режиме гидропескоструйного воздействия закачкой песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81 в объеме по 0,75 м³ в каждый обрабатывают еще две поперечные полости 13″ и 13′ в интервале 1406 и 1407 м, соответственно, интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины.

Аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки 3″ (1339-1334 м) и 3′″ (1407-1403 м) открытого горизонтального ствола 1 скважины с образованием поперечных полостей на фигуре 1 в интервалах обработки 3″ и 3′″ карбонатного пласта 2 показано условно.

Повышается эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют по всей длине каждого выделенного интервала обработки, а наличия патрубка-центратора 9 и шаровой воронки 5 позволяют разместить гидромониторную насадку 6 симметрично оси открытого горизонтального ствола 1 скважины и воздействовать струями жидкости перпендикулярно открытому горизонтальному стволу 1 скважины.

В итоге в 3-4 раза, т.е. до 4,2-7,6 т/сут увеличивается нефтеотдача (дебит) карбонатного пласта после реализации способа, что связано со значительным увеличением площади охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала обработки 3′; 3″; 3″′ карбонатного пласта 2 вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины.

Сокращается продолжительность обработки пласта так, как все интервалы обработок 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2 вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины подвергаются гидромониторному и гидропескоструйному воздействию поочередно за один двойной ход колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины (от забоя 12 открытого горизонтального ствола 1 к устью и обратно).

Вымывают запорный элемент 8 из колонны труб 4 и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола 1 скважины закачкой технологической жидкости, плотностью 1080 кг/м³ в затрубное пространство 14 с одновременным вращением буровым ротором колонны труб 4 и ее перемещением в открытом горизонтальном стволе 1 скважины от устья 12 к забою. Перед наращиванием колонны труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 закачкой технологической жидкости в затрубное пространство через сферическую воронку 5 и подъемом по колонне труб 4 в объеме 1 цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения гидромониторной насадкой 6 забоя 16 (см. фиг. 1 и 4) открытого горизонтального ствола 1 скважины.

Например, от начала открытого ствола в интервале 1252 м и до конца открытого ствола (забоя) скважины в интервале 1419 м, т.е. на протяжении 167 м применяют колонну бурильных труб марки ТБПН 73·9,19, например длиной по 10 м в количестве 16 штук и одного патрубка длиной 7 м.

Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство 14 и подъемом технологической жидкости по колонне труб 4 через сферическую воронку 5 на устье скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м. Один цикл промывки равен одному объему внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73·9,19, начиная с длины: L=1252 м.

Получаем объем: V₁=(3,14·d²/4)·L=3,14·(0,073-(,00919 м·2))²/4·1252 м=2,95 м³.

Таким образом, перед каждым наращиванием колонны труб 4 производят промывку в объеме одного цикла, начиная с объема V₁=2,95 м³ (в интервале 1252 м) и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V₂=3,35 м³ в интервале 1419 м).

Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 2 и 4), а также после обработки интервалов открытого горизонтального ствола 1 пласта 2 позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине. После чего извлекают колонну труб 4 на поверхность.

Предлагаемый способ обработки продуктивного карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины;

- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;

- исключить вероятность возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб;

- сократить продолжительности обработки пласта.