[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
[2]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 колонны насосно-компрессорных труб 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, опубл. 10.06.2003).
[3]Недостатки известного способа:
[4]1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались необработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.
[5]2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти. Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.
[6]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, опубл. 20.08.2013 - прототип).
[7]Недостатком способа является то, что при реализации известного способа возникает гидродинамическая связь с водоносным пластом, приводящая к обводненности добываемой продукции.
[8]В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
[9]Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, замер скорости подъема уровня жидкости в скважине, заполнение скважины жидкостью глушения, подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в работу, согласно изобретению скважину располагают ближе 4 м от водонасыщенного пласта, при прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, при этом после прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину, а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.
[11]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 при продавливании раствора кислоты в пласт возникает гидродинамическая связь продуктивного пласта с нижележащим водоносным пластом. За счет этого возникает преждевременная обводненность добываемой продукции, значительная часть запасов нефти остается захороненной в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
[12]Задача решается следующим образом:
[13]Работы проводят в скважине, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, т.е. ближе 4 м.
[14]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 необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу скважины гибкую безмуфтовую трубу.
[15]После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.
[16]Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Трубное пространство представляет собой пространство гибкой безмуфтовой трубы в скважине.
[17]Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
[18]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 т.о. 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.
[19]В результате удается повысить дебит скважины и предотвратить обводнение добываемой продукции за счет исключения гидродинамической связи с водоносным пластом.
[20]Пример конкретного выполнения
[21]Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 150 мм на глубине 1350 м. Диаметр ствола горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. Башмак 114 мм эксплуатационной колонны на глубине 1200 м. Ниже вскрытого продуктивного пласта на 4 м расположен водоносный пласт.
[22]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 труб.
[23]В горизонтальный необсаженный 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. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,3 м3. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу гибкую безмуфтовую трубу. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают в течение 20 минут, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем направляют в нейтрализационную емкость на устье скважины и утилизируют.
[24]Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
[25]Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ - азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. 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.
[26]В результате дебит скважины составил 25 м3/сут при нулевой обводненности добываемой продукции - нефти. Безводный период добычи нефти сохраняется в течение 3 лет эксплуатации скважины. Обводненность по прототипу наблюдается в течение первых 6 месяцев эксплуатации скважины.
[27]Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
