[1]Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.
[2]Способ обработки призабойной зоны пласта горизонтального ствола скважины (патент RU №2235865, МПК E21B 43/18, опубл. 10.09.2004 г., бюл. №25), включающий доведение рабочего агента до продуктивного интервала и его закачку в продуктивный интервал. Закачку в продуктивный интервал проводят при периодическом репрессионном воздействии под избыточным давлением рабочего агента, перед потоком рабочего агента создают разрежение, концентрируют репрессионное воздействие в направлении обрабатываемого интервала парным и симметричным выходом давления к обрабатываемому интервалу на высоте не менее интервала перфорации обрабатываемого пласта, ограничивают распространение давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддерживают давление в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне.
[3]Недостатками данного способа являются:
[4]- во-первых, сложность реализации способа, связанная с периодически репрессионным воздействием под избыточным давлением рабочего агента на продуктивный интервал;
[5]- во-вторых, низкая эффективность обработки призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов репрессионным воздействием.
[6]Также известен способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2114294, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.98 г., бюл. №18), включающий выбор интервала с наименьшей приемистостью и закачку раствора кислоты при начальном давлении, при котором интервал принимает раствор кислоты, и конечном давлении закачки, меньшем начального по меньшей мере на 20%, поинтервальную закачку раствора кислоты в каждый интервал до достижения конечного давления закачки, одинакового для всех обрабатываемых интервалов данной скважины, при начальном давлении закачки в отдельный интервал, равном конечному давлению, прекращение закачки раствора кислоты в данный интервал, а при начальном давлении закачки в отдельный интервал, меньшем конечного давления, проведение работ по уменьшению проницаемости данного интервала.
[7]Недостатком данного способа является то, что в горизонтальном стволе скважины сложно провести поинтервальную обработку призабойной зоны. При обработке происходит неконтролируемый уход кислоты в призабойную зону, разное время воздействия кислоты на отдельные участки приводит к неравномерности проницаемости призабойной зоны. В результате эффективность кислотной обработки снижается.
[8]Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2209304, МПК E21B 43/27, опубл. 27.07.2003 г., бюл. №21), включающий предварительное определение давления поглощения жидкости скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального или наклонного ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, и закачку кислотного состава в продуктивный интервал. Указанную обработку скважины осуществляют промывкой жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, раствор кислоты доводят до продуктивного интервала жидкостью с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, а после закачки кислотного состава проводят технологическую выдержку под давлением меньшим, чем давление поглощения до момента начала поглощения.
[9]Недостатками данного способа являются:
[10]- во-первых, низкая эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины кислотным составом. Это обусловлено тем, что при бурении горизонтального ствола твердая фаза бурового раствора вместе с полимером проникают в трещины и поры призабойной зоны горизонтального ствола, кольматируя ее, образуя на их поверхности непроницаемый барьер, трудно поддающийся кислотному воздействию при закачке кислотного состава в призабойную зону горизонтального ствола скважины;
[11]- во-вторых, низкое качество выноса кольматанта (продуктов реакции кислоты с карбонатной породой) из горизонтального ствола скважины путем промывки жидкостью глушения даже при большом расходе, поскольку кольматант обратно оседает на поверхности горизонтального ствола скважины, что снижает потенциальную продуктивность скважины;
[12]- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки призабойной зоны в горизонтальном стволе скважины за счет ухудшения коллекторских свойств пласта кольматантом при промывке, что выражается в снижении добывных возможностей скважины.
[13]Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повышение качества выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличение продолжительности эффекта от реализации способа.
[14]Технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включающим определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения.
[15]Новым является то, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб, спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины, затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией, закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают, закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку, после чего закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины, по которому обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость, после чего производят посадку пакера, отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб, при этом перфорированный хвостовик остается в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.
[16]На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор в процессе реализации.
[17]Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включает предварительное определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 с обсаженной эксплуатационной колонной 3 в вертикальной части.
[18]Например, определяют, что давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 равно 13,5 МПа, после чего спуском промывочной колонны труб (на фиг. 1 и 2 не показано) проводят промывку открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины 2 жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, т.е. пресной водой плотностью 1000 кг/м3.
[19]Далее на устье скважины 2 снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика 4 с центраторами 5, пакера 6, разъединителя 7, технологической колонны труб 8. Перфорированный хвостовик 4 собирают из труб, например, диаметром 114 мм с перфорированными отверстиями 9 диаметром 8 мм.
[20]Центраторы 5 имеют продольные каналы для перетока жидкости (на фиг. 1 и 2 не показаны) и располагаются на перфорированном хвостовике 3, например, через каждые 50 м, в качестве центраторов 5 применяют центраторы любой известной конструкции.
[21]В качестве пакера 6 применяют любой известный пакер для разобщения ствола скважины 1, а в качестве разъединителя 7 применяют, например, «левый» переводник.
[22]В качестве технологической колонны труб 8 применяют колонну, состоящую из труб того же типоразмера, что и перфорированный хвостовик, т.е. диаметром 114 мм.
[23]Спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика 4 забоя 10 открытого горизонтального ствола 1 скважины 2, т.е. когда нижний конец перфорированного хвостовика 4 упирается в забой 10, возрастает нагрузка на индикаторе веса при отсутствии перемещения перфорированного хвостовика 4 в открытом горизонтальном стволе 2 скважины 1.
[24]Затем вовнутрь перфорированного хвостовика 4 спускают колонну НКТ 11 и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика 4 спуск колонны НКТ 11 прекращают.
[25]После чего на устье скважины 2 верхний конец эксплуатационной колонны 3 оборудуют затрубной задвижкой 12 с устьевым сальником 13.
[26]Верхний конец технологической колонны труб 8 оборудуют межтрубной задвижкой 14 с устьевым герметизатором 15.
[27]На верхний конец колонны НКТ 11 монтируют трубную задвижку 16.
[28]Далее при открытых трубной 16 и межтрубной 14 задвижках и закрытой затрубной задвижке 12 закачивают с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 и 2 не показано), например, марки ЦА-320, в колонну НКТ 11 (см. фиг. 1) обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом по колонне НКТ 11 до заполнения межтрубного пространства 17 скважины 2 обратной эмульсией.
[29]Обратную эмульсию применяют в объеме межтрубного пространства, например в объеме 9 м3. Рецептура обратной эмульсии на 1 м3:
[30]- нефть товарная - 0,49 м3;
[31]- эмульгатор - 0,01 м3;
[32]- пластовая вода - 0,5 м3.
[33]В качестве кислотного состава используют кислотный состав медленного действия.
[34]Кислотный состав применяют в объеме колонны НКТ 11, например 4 м3 плюс объем затрубного пространства, например, в объеме 12 м3. Итого: 4 м3 + 12 м3 = 16 м3 Рецептура кислотного состава на 1 м3:
[35]- соляная кислота с концентрацией 20-24% - 0,8 м3;
[36]- моносульфитный черный щелок - 0,2 м3.
[37]Закрывают межтрубную задвижку 14 и открывают затрубную задвижку 12 и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство 18 скважины 2 в емкость (на фиг. 1 и 2 не показано).
[38]Кислотный состав, закачиваемый насосным агрегатом в колонну НКТ 11, циркулирует по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18, затрубную задвижку 12 в емкость, а затем из емкости насосным агрегатом вновь закачивается в колонну НКТ 11.
[39]Таким образом, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают. Активность кислотного состава определяют визуально по наличию выхода в емкость через затрубную задвижку 12 продуктов реакции кислоты с частицами породы карбонатного коллектора. Отсутствие частиц карбонатной породы в кислотном составе, попадающем в емкость, свидетельствует о потере активности кислотного состава.
[40]Благодаря циркуляции кислотного состава по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18 горизонтального ствола 1 скважины 2, а не закачке кислотного состава в пласт, как описано в прототипе, повышается эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины. Это объясняется тем, что в процессе циркуляции под действием кислотного состава медленного действия твердая фаза бурового раствора вместе с полимером выходит из трещин и пор карбонатного коллектора, постепенно растворяя кольматирующие породы карбонатного коллектора, вследствие чего восстанавливается проницаемость призабойной зоны горизонтального ствола скважины.
[41]После чего закрывают трубную задвижку 16 (см. фиг. 1) и открывают межтрубную задвижку 14, после чего закачкой жидкости насосным агрегатом (на фиг. 1 и 2 не показано), например сточной воды плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство 17 скважины 2, вытесняют обратную эмульсию из межтрубного 17 в затрубное 18 пространство скважины 2. По затрубному пространству 18 скважины 2 обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором и вместе с ними через затрубную задвижку 12 попадает в емкость.
[42]Обратная эмульсия благодаря своей высокой вязкости качественно очищает горизонтальный ствол 1 скважины 2 от продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой и позволяет восстановить потенциальную продуктивность скважины. Обработка открытого горизонтального ствола обратной эмульсией обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта после обработки, что позволяет кратно увеличить продолжительность эффекта от реализации способа до 6-12 месяцев в отличие от прототипа (1-2 месяца).
[43]После чего производят посадку пакера 6, отсоединяют разъединитель 7, выполненный в виде левого переводника, путем вращения технологической колонны труб 8 против часовой стрелки и извлекают из скважины 2 технологическую колонну труб 8, при этом перфорированный хвостовик 4 остается в горизонтальном стволе 1 скважины 2 (см. фиг. 2).
[44]Далее оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.
[45]Предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, позволяет повысить эффективность воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повысить качество выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличить продолжительность эффекта от реализации способа.
