комплексная технология работы с продуктивной частью пласта

Формула изобретения

Комплексная технология работы с продуктивной частью пласта, включающая первичное вскрытие пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорацию, освоение скважины, замену пластовой жидкости на блокирующий гидроэмульсионный раствор, спуск подземного оборудования и запуск скважины в работу, отличающаяся тем, что перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют на депрессии перфоратором, спущенным на загерметизированной колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, причем замену пластовой жидкости на блокирующий гидроэмульсионный раствор осуществляют путем его закачки в затрубное пространство над пакером перед его посадкой, а после создания в результате перфорации перепада давления в колонне НКТ и последующего достижения равновесия гидростатического и пластового давлений и освоения скважины, заполнением призабойной зоны скважины упомянутым блокирующим гидроэмульсионным раствором путем срыва пакера, при этом освоение скважины осуществляют свабированием.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для сохранения и улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов нефтяных скважин.

Из уровня техники выявлен источник информации (RU 2139410, 1999, 3 л.), в котором, по существу, раскрыта комплексная технология работы с продуктивной частью пласта, включающая первичное вскрытие пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорацию, освоение скважины, замену пластовой жидкости на блокирующий гидроэмульсионный раствор, спуск подземного оборудования и запуск скважины в работу.

Недостатком известной технологии является низкая эффективность первичного и вторичного вскрытия продуктивной части пласта.

Цель изобретения - повышение эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивной части пласта и сохранение его свойств до запуска скважины в работу.

Поставленная цель достигается тем, что в комплексной технологии работы с продуктивной частью пласта, включающей первичное вскрытие пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорацию, освоение скважины, замену пластовой жидкости на блокирующий гидроэмульсионный раствор, спуск подземного оборудования и запуск скважины в работу, перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют на депрессии перфоратором, спущенным на загерметизированной колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, причем замену пластовой жидкости на блокирующий гидроэмульсионный раствор осуществляют путем его закачки в затрубное пространство над пакером перед его посадкой, а после создания в результате перфорации перепада давления в колонне НКТ и последующего достижения равновесия гидростатического и пластового давлений и освоения скважины, заполнением призабойной зоны скважины упомянутым блокирующим гидроэмульсионным раствором путем срыва пакера, при этом освоение скважины осуществляют свабированием.

Комплексная технология состоит из следующих этапов:

I этап.

Производят первичное вскрытие пласта с применением наддолотной гидроакустической насадки, при этом на стенках скважины образуется тонкий прочный слой глинистой корки, предохраняющий от глубокой кольматации пор коллектора фильтратом бурового раствора.

II этап.

Производят цементирование эксплуатационной колонны с применением гидроакустического генератора, при этом повышается дисперсность, увеличивается удельная поверхность цементного раствора, повышается сцепляемость цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной.

Ill этап.

Перфорируют эксплуатационную колонну на депрессии трубным перфоратором ПКТ-89, спущенным на насосно-компрессорной трубе (НКТ) с пакером, перед посадкой пакера в затрубное пространство над пакером закачивается блокирующий гидроэмульсионный раствор (БГЭР). При спуске НКТ не заполняется жидкостью (герметизирована). После посадки пакера перфоратор находится в заданном для прострела перфорации месте.

Во время перфорации вследствие отсутствия в НКТ жидкости создается перепад давления, и жидкость из простреленного интервала перфорации устремляется по НКТ до достижения равновесия гидростатического давления в трубах и пластового.

P_{НКТгидростат}= P_пласт, при этом происходит вынос разрушенных частиц коллектора и размыв перфорационных каналов, увеличение площади фильтрации.

IV этап.

После перфорации через эту же компоновку производится освоение скважины свабом. Это позволяет оперативно вывести скважину на нужный режим, до пластовой продукции, снять гидродинамические характеристики.

V этап.

После освоения свабом и снятия гидродинамических характеристик проводят срыв пакера, и БГЭР, находящийся в затрубном пространстве над пакером, заполняет призабойную зону и блокирует коллектор от попадания посторонних флюидов, сохраняя тем самым достигнутые параметры.

VI этап.

Производится подъем компоновки, спускается подземное оборудование, и скважина запускается в работу с сохраненными параметрами.

Данная технология была опробована в Западной Сибири на Урьевском месторождении, в результате дополнительная добыча составила 25 т нефти в сутки на одну скважино-операцию.