Результат интеллектуальной деятельности: Способ заканчивания скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин.

Известен способ заканчивания скважины, согласно которому снабжают скважину обсадной колонной до кровли продуктивного пласта из обсаженной скважины. При этом в скважине определяют нефтенасыщенные пропластки. Расширяют открытый ствол скважины в зонах нефтенасыщенных пропластков и одновременно промывают нефтью. После этого обрабатывают расширенный ствол скважины гидроструйной подачей раствора кислоты через насадку для гидропескоструйной перфорации (Патент РФ №2182651, опубл. 20.05.2002).

Известен способ заканчивания скважины, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта, создание каверн и перемычек в интервале продуктивного пласта и в перемычках осуществление зондовой перфорации (патент РФ №2533783, опубл. 20.11.2014).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, который предусматривает вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым полимерным раствором, цементирование колонны и перфорацию ее путем сверления на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве. Для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум - разрежение, например, путем свабирования. При этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство (патент РФ №2423604, опубл. 10.07.2011 -прототип).

Общим недостатком известных способов является большая склонность к обводнению скважин при размещении скважин в продуктивных пластах малой толщины вблизи от водонасыщенного пласта, что связано с риском прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта.

В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование, согласно изобретению, при перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м³ на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с, при обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа, а свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м³ за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м³ за 45-60 минут на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% по массе (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08-0,12% по массе (масс.).

Сущность изобретения

Разработка ряда нефтяных залежей в карбонатных коллекторах осложнена малыми толщинами (менее 5 м) продуктивных пластов, отсутствием притока без проведения солянокислотной обработки и увеличения поверхности фильтрации жидкостей, а также близостью нижележащих водонасыщенных пластов. При заканчивании скважин в таких условиях при интенсификационных обработках, направленных на увеличение приемистости скважин, возникает опасность образования сообщения с нижележащим водонасыщенным пластом и обводнения скважины за счет прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта. В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины при проведении интенсификационных обработок. Задача решается следующим образом.

Вскрывают бурением продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, цементируют заколонное пространство, проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. В скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой. В качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08 - 0,12% (масс.).

В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества типа МЛ-81, МЛ-81Б, ТН-МС и т.п.

МЛ-81 выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С

МЛ-81 Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С

Моющий реагент ТН-МС выпускается по ТУ 20.59.42-005-13004554-2017. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета.

В качестве нейтрализатора сероводорода используют продукты НСТ, НСВУ-1, ТНХС-НС, СНПХ-1050, двуокись марганца и т.п.

Продукт нейтрализатор сероводорода НСТ выпускается по ТУ 2458-003-57242740-2006. Представляет собой жидкость от бесцветного до серого цвета, температура застывания -35°С.

НСВУ-1- нейтрализатор сероводорода универсальный выпускается по ТУ 2458-001-50801389-2006, представляет собой комплекс реагентов, которые при совместном контакте с водой обеспечивают генерацию пены и нейтрализацию газообразного и растворенного сероводорода. Компоненты нейтрализатора сероводорода НСВУ-1-поступают в виде цилиндров, порошка или гранул различных размеров, упакованных в оболочку из картона или бумаги, и поставляются в картонных коробках иди деревянных ящиках.

Нейтрализатор сероводорода ТНХС-НС, выпускается по ТУ2458-213-83459339-2010. Представляет собой жидкость без твердых примесей, от бесцветного до коричневого цвета.

СНПХ-1050 выпускается по ТУ 2458-256-05765670-2008. Представляет собой жидкость желтоватого цвета.

Двуокись марганца соответствует ГОСТ 4470-79. Представляет собой порошок черного цвета.

Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия (как правило, два отверстия при каждом срабатывании перфоратора) намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м³ на 1 перфорационное отверстие при давлении 14-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с.

Далее проводят обработку околоскважинного пространства кислотой по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором. Проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины. Наиболее предпочтительным является режим, при котором продавку кислоты производят под давлением, начиная с 3 МПа. Увеличение давления закачки осуществляют ступенчато по 1 МПа с выдержкой во времени в режиме ванны 15-60 минут, не превышая при этом давления опрессовки колонны. При этом критерием успешности кислотной обработки является достижение приемистости 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Критерием прекращения кислотной обработки является увеличение приемистости более 1,5 л/с при давлении 3-5 МПа.

После реагирования кислоты в течение 2-4 часов скважину свабируют по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором..

Выполняют свабирование в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.

Интенсивный отбор производится при откачке технологической жидкости с объемом в 0,5 м³ за 20-30 минут, малоинтенсивный отбор - 0,5 м³ за 45-60 минут.

В результате удается обеспечить необходимую продуктивность скважины без риска обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта. Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Бурят скважину стволом диаметром 156 мм карбонатном пласте. Продуктивный пласт расположен на глубине 1159-1168 м, толщина пласта 9 м. Ниже расположен водонасыщенный пласт. В скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Скважина заполнена водой плотностью 1 г/см³. После схватывания и твердения цемента в скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой плотностью 1,16 г/см³, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ.

В эксплуатационную колонну спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия марки ГМПП (гидромеханический прокалывающий перфоратор).

Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале 1168-1159 м продуктивного пласта. Выполняют 46 проколов - отверстий. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,16 г/см³, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ, в объеме 3 м³ на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,8 л/с.

По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,57 м³ при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м³ за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 6,33 м³ с подъемом давления до 6 и постепенном снижении на конечном этапе до 4,5 МПа с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л прокаченной кислоты. Продавливают соляную кислоту технической водой в объеме 4,6 м³ с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л. Проводят ожидание на реагирование кислоты в течение 2 часов. Скважина принимает при давлении 4 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с.

Проводят первый этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 3 м³ воды плотностью 1,13 г/см³ и газа. Всего отсвабировано 25 м³. Наблюдают сильный газовый фактор.

Проводят второй этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 18 м³ густой эмульсии, нефти и газа.

Проводят третий этап свабирования с малоинтенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 4 м³ нефти с газом.

Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 12 т/сут. безводной нефти.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Заполняют скважину технической водой плотностью 1,15 г/см³, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора сероводорода - НСВУ-1.

После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,15 г/см³, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора - НСВУ-1, в объеме 2,5 м³ на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,5 л/с.

По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 4 м³ при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м³ за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления до 1,5 МПа. Поднимают давление до 5 МПа скважина начинает принимать с расходом 0,6 л/с, продавливают при давлении 5 МПа 8 м³ соляной кислоты 24%-ной концентрации. Оставляют на реагирование на 3 часа.

Скважина принимает при давлении 5 МПа при постоянном расходе 0,6 л/с.

Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором и нефти и газа на третьем этапе.

Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 14 т/сут. безводной нефти.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Заполняют скважину технической водой плотностью 1,14 г/см³, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.

После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте в объеме 3,5 м³ на 1 перфорационное отверстие при давлении 16 МПа с расходом 4 л/с технической водой плотностью 1,14 г/см³, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.

По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,5 м³ при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м³ за 1 час при давлении 5,6 МПа с ожиданием падения давления. Поднимают давление до 6 МПа, скважина начинает принимать с расходом 0,5 л/с, продавливают при давлении 6 МПа. После продавливания 3 м³ кислоты давление постепенно снижается до 3 МПа. Оставляют на реагирование на 3 часа.

Скважина принимает при давлении 3 МПа при постоянном расходе 0,9 л/с.

Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.

Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 13 т/сут. безводной нефти.

В результате удается добывать нефть без обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения риска обводнения скважины.