СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми вертикальными и горизонтальными стволами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2117151, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.08.1998 г., Бюл. №22), включающий заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты, технологическую выдержку и импульсно-депрессионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции, при этом в скважине с горизонтальным стволом предварительно заполняют горизонтальный ствол скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, проводят технологическую выдержку и удаляют растворитель из скважины, выделяют в горизонтальном стволе скважины интервалы обработки от 30 до 50 м каждый, определяют глубину середины каждого интервала обработки и назначают очередность обработок от верхнего интервала обработки к нижнему, после заполнения интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты и технологической выдержки размещают источник импульсно-депрессионного воздействия поочередно посередине каждого интервала обработки, а импульсно-депрессионное воздействие с отбором скважинной жидкости проводят в каждом интервале обработки, причем при повторении обработки объем используемого раствора кислоты увеличивают на 15-25%.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки пласта, так как даже с применением импульсно-депрессионных воздействий кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине;

- во-вторых, низкое качество обработки пласта, обусловленное неравномерным кислотным воздействием на породу пласта в интервалах от 30 до 50 м, при этом плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными и этого явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию;

- в-третьих, дополнительные материальные и финансовые затраты при реализации способа, связанные с закачкой растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважину, проведением технологической выдержки и удалением растворителя из скважины, а также промывкой скважины.

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 посередине каждого интервала обработки.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины, связанная с низкой разрушающей способностью породы пласта струей песчано-водного раствора, истекающей из гидромониторной насадки, и со слабым растворяющим действием кислотного состава. Это происходит потому, что гидромониторная насадка находится по центру открытого ствола и не прижата к стенкам открытого ствола как при гидропескоструйном воздействии, так и при кислотном гидромониторном воздействии;

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

- в-третьих, низкая надежность, связанная с высокой вероятностью возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа гидромониторная насадка воздействует на породу по периметру открытого ствола, что при неустойчивой стенке открытого ствола может привести к ее разрушению, обвалу и прихвату колонны в открытом стволе скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом кислотной обработки карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце гидромониторной насадкой, закачку кислоты в интервалы обработок пласта по колонне труб.

Новым является то, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, вскрытого скважиной с открытым стволом на устье скважины, колонну труб, в качестве которой применяют колонну гибких труб - ГТ, оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины, затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола, далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол, вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, после этого, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол, аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола, по окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном ряду, образованных из открытого ствола с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта.

На фиг. 1, 2, 5, 7 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

На фиг. 3, 4, 6 схематично изображен вид сбоку открытого ствола скважины в интервале боковых каналов.

Предлагаемый способ можно реализовать как в вертикальной, так и в горизонтальной скважине с открытым стволом.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Длина открытого, например, горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины, вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2, составляет, например, L=180 м (в интервале 1260-1440 м).

Проведением геофизических исследований выявили неработающие плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены, например, в двух интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′ и 3”, соответственно: L₁=1410-1405 м и L₂=1370-1360 м.

После выделения интервалов обработки 3′; 3”; 3′′′ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб (см. фиг. 2), в качестве которой применяют колонну гибких труб (ГТ) 4, оснащают снизу вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): гидромониторной насадкой 5 (см. фиг. 1), гидравлическим отклонителем 6 и ограничителем 7. Ограничитель 7 представляет собой патрубок с наружным цилиндрическим выступом и ограничивает длину формируемых из открытого ствола боковых каналов. Примем длину формируемых боковых каналов равной 1,5 м, поэтому ограничитель 7 устанавливают на расстоянии 1=1,5 м от нижнего конца гидромониторной насадки 5.

В качестве гидромониторной насадки 5 применяют любую известную насадку, позволяющую формировать боковые каналы, например, применяют нагнетательную форсунку 8·2,3 мм, где 8 - количество отверстий, а 2,3 мм - диаметр одного отверстия с максимальным расходом закачки до 350 л/мин.

В качестве гидравлического отклонителя, например, применяют гидравлический скважинный отклоняющий узел (патент RU №2317398, МПК Е21В 23/00, опубл. 20.02.2008 г., Бюл №5), разработанный специалистами ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». Данный гидравлический отклонитель позволяет изменять направление устройства относительно открытого ствола на фиксированный угол, например на 90° по периметру открытого ствола (см. фиг. 3 и 4), т.е. имеет четыре фиксированных положения на углах 90°, 180°, 270°, 360°, переключение между которыми происходит при создании в нем гидравлического давления и сброса давления до нуля. Также может использоваться любая другая конструкция гидравлического отклонителя, позволяющая изменять направление перемещения устройства относительно открытого ствола на любой фиксированный угол.

Спускают колонну ГТ 4 (фиг. 1) в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель 6 напротив выделенного интервала (L₁=1410-1405 м) обработки 3′ открытого ствола 1, например, посередине данного интервала, т.е. на глубине 1407,5 м.

На глубине 1407,5 м интервала L₁ выполняют боковые каналы 8′…8”, например, в одном интервале выполняют четыре боковых канала: 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 3 и 4). Создают давление в гидравлическом отклонителе 6 закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается (см. фиг. 1) и прижимает гидромониторную насадку 5 к стенке открытого ствола 1.

Давление, создаваемое в гидравлическом отклонителе 6, зависит от его технических характеристик, например, создают давление в гидравлическом отклонителе 6, равное 6,0 МПа. Не снижая давление (см. фиг. 2), поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ 4, например, до 25,0 МПа, не превышая допустимое давление на колонну ГТ 4, производят выработку породы с образованием первого бокового канала 8′ с одновременным спуском колонны ГТ 4 со скоростью, например, 0,05 м/с до упора ограничителя 7 в стенки открытого ствола 1. Таким образом, формируют боковой канал 8′ длиной 1=1,5 м.

Наличие ограничителя 7 исключает неконтролируемое проникновение колонны ГТ с гидромониторной насадкой и гидравлическим отклонителем в боковые каналы при их формировании. Кроме того, гидромониторное кислотное воздействие осуществляют не по периметру открытого ствола, а непосредственно в предварительно сформированных боковых каналах. Все это в целом исключает вероятность прихвата колонны ГТ и последующее проведение аварийных работ в скважине, что повышает надежность реализации способа.

Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ 4 и извлекают колонну труб 4 из первого бокового канала 8' в открытый ствол 1 в интервал L₁ на глубине 1407,5 м.

Вновь создают в гидравлическом отклонителе 6 избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола 1.

Затем, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал 8” (см. фиг. 3) из открытого ствола 1 длиной 1=1,5 м, после чего и извлекают колонну ГТ 4 с ограничителем 7, гидравлическим отклонителем 6 и гидромониторной насадкой 5 из второго бокового канала 8” в открытый ствол 1. Далее, как описано выше, из открытого ствола 1 выполняют третий 8′′′ (см. фиг. 4) и четвертый 8”” боковые каналы длиной 1=1,5 м.

Повышается эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины за счет выработки нескольких ответвлений из открытого ствола скважины (в данном примере образования четырех боковых каналов из открытого ствола скважины), благодаря чему при последующей кислотной обработке продуктивного карбонатного пласта происходит максимизация контакта кислоты с продуктивным пластом за счет введения гидромониторной насадки непосредственно в боковые каналы открытого ствола.

По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный. Далее из открытого ствола 1 (см. фиг. 5) на глубине 1407,5 м аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны ГТ 4, например, со скоростью 0,05 м/с по периметру открытого ствола 1 поочередно выполняют гидромониторное кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 6) в одном интервале, образованных из открытого ствола 1 с созданием в каждом боковом канале 8′, 8”, 8′′′, 8” разветвленной сети искусственной трещиноватости 9′, 9”, 9′′′, 9” соответственно.

После кислотного гидромониторного воздействия на боковые каналы в выделенных интервалах продуктивного карбонатного пласта образуется дендритическая структура искусственной трещиноватости, обеспечивающая максимальный контакт с естественной трещиноватостью коллектора, что позволяет увеличить охват продуктивного карбонатного пласта сетью разветвленных трещин и тем самым как минимум в два раза увеличить приток нефти в открытый ствол, в связи с чем повышается нефтеотдача карбонатного пласта.

Аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки 3” (L₂=1370-1360 м) в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 (см. фиг. 7).

Для этого перемещают колонну ГТ 4 в интервал обработки 3” (L₂=1370-1360 м).

В интервале обработки 3” на глубине 1367,5 м и, например, на расстоянии А=5 м, т.е. на глубине 1362,5 м выполняют 10 и 11 - соответственно по четыре боковых канала с последующей их гидромониторной кислотной обработкой, как описано выше.

Предлагаемый способ кислотной обработки карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность кислотной обработки интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины;

- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;

- повысить надежность реализации способа.