способ вторичного вскрытия продуктивного пласта

Формула изобретения

Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающий закачку в скважину в интервал продуктивного пласта углеводородной жидкости и последующую перфорацию скважины, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют водный раствор побочного продукта производства глицерина концентрации, обеспечивающей требуемую плотность раствора для создания забойного давления, препятствующего поступлению флюидов из пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вскрытия продуктивных пластов в обсаженных скважинах.

Известен способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине, включающей заполнение ее естественными глинистыми растворами, обработанными химическими реагентами и перфорацию стенок колонны скважины [1].

Недостатки данного способа заключаются в существенном снижении проницаемости призабойной зоны пласта и продуктивности скважины, обусловленное проникновением водного фильтрата глинистого раствора на значительную глубину; кольматации пласта глинистыми материалами и утяжелителями при вторичном вскрытии.

Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине, включающий закачку в скважину в интервале продуктивного пласта углеводородных жидкостей (например, гликолей) [2].

Недостатком данного способа является ограниченная величина плотности - не более 1150 кг/м³, а также вредное влияние гликолей с экологической точки зрения. Использование данного способа не позволяет добиться высокой сохранности коллекторских свойств, что показали экспериментальные исследования по воздействии гликолей на естественные образцы горных пород.

Целью изобретения является проведение работ по вторичному вскрытию продуктивного пласта с обеспечением сохранности насыщенности пласта нефтью, коллекторских характеристик, облегчением освоения скважины и вывода ее на режим эксплуатации и обеспечением возможности безопасного ведения работ по вскрытию пласта при пластовых давлениях выше гидростатического.

Цель достигается тем, что согласно способу вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине, включающему закачку в скважину углеводородной жидкости и последующую перфорацию, в качестве углеводородной жидкости используют высокомолекулярные спирты - побочные продукты производства глицерина следующего состава, мас.%:

Полиглицерин - 45

Хлористый натрий - 15

Вода - 40

Способ осуществляют следующим образом. Побочный продукт, растворенный в водной фазе, берется в таком количестве, чтобы плотность данного раствора при забойной температуре обеспечивала создание забойного давления, препятствующего поступлению флюидов из пласта в скважину в период осуществления перфорационных работ.

Предлагаемая жидкость для перфорации скважин представляет собой водный раствор побочных продуктов производства глицерина при следующем соотношении компонентов, об.%:

Побочный продукт производства глицерина - 60 - 90

Водная фаза - 10 - 40

Перед началом перфорации известным способом устанавливают требуемую плотность раствора (давление столба раствора должно несколько превышать пластовое). Определяют объем перфорационной жидкости их расчета заполнения им ствола скважины или интервал от забоя до точки, которая на 50 - 100 м выше кровли продуктивного пласта.

На чертеже дана схема осуществления предлагаемого способа.

Для получения расчетного объема берут такое количество побочного продукта производства глицерина и воды, чтобы плотность раствора и при забойной температуре не была меньше требуемой величины [3]. Полученный раствор насосным агрегатом по колонне труб доводят до забоя скважины и помещают в интервале перфорации. Над перфорационной жидкостью в скважине помещают буровой раствор требуемой плотности. Далее известным способом в интервал перфорации спускают перфоратор и осуществляют перфорацию. Скважину оборудуют устьевой арматурой, спускают колонну насосно-компрессорных труб и производят замену находящегося в скважине раствора жидкостью меньшей плотности (например, водой с добавкой поверхностно-активного вещества) с целью вызова притока.

В процессе перфорации обсадной колонны раствор высокомолекулярных спиртов через перфорационные каналы в силу повышенной вязкости (1,65 - 9,24 кПа с) равномерно поступает в призабойную зону пласта. Вследствие высокой абсорбирующей способности высокомолекулярных спиртов, в призабойной зоне происходит поглощение перфорационной жидкостью водной фазы. Тем самым снижается водонасыщенность призабойной зоны пласта и улучшаются условия фильтрации нефти.

Пример 1. В скважине глубиной 1678 м продуктивный пласт представлен песчанником. В интервале продуктивного пласта в скважине заменяют раствор на побочные продукты производства глицерина плотностью 1230 кг/м³. Кумулятивный перфоратор в зону перфорации спущен без осложнений. При осмотре кабеля никаких повреждений от действия испытуемого состава не установлено.

По истечении 22 ч после перфорации начато освоение скважины. После 6 ч работы компрессора скважина освоена и выведена на режим работы с дебитом 6,5 т/сут. После снятия профиля притока установлено, что работающая толщина пласта 97%.

Пример 2. В скважине глубиной 1728 м буровой раствор заменяют на побочные продукты производства глицерина плотностью 1230 кг/м³. Перфорация обсадной колонны скважины напротив продуктивного пласта произведена кумулятивным перфоратором ПК-80. По истечении 20 ч после перфорации начато освоение скважины. После 5 ч работы компрессора скважина освоена и выведена на режим эксплуатации с дебитом 9,5 т/сут. Работающая толщина пласта 95%.

Применение предлагаемого способа вскрытия продуктивного пласта позволит улучшить коллекторские свойства призабойной зоны пласта и обеспечит сокращение сроков и стоимости освоения скважины и увеличение ее дебита, а также упростит технологию проведения работ.