способ заканчивания нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

1. Способ заканчивания скважины, включающий создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора нейтрального к фильтрационным свойствам пласта с помощью перфоратора взрывного действия, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой его кислотой, отличающийся тем, что перед креплением скважины в призабойной зоне продуктивного пласта формируют кислоторазрушаемый защитный экран, обеспечивая глубокое его проникновение в пласт, созданием давления, превышающего на 10-15% расчетное давление цементирования, а обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме, периодически контролируя темпы снижения давления на забое скважины, и по резкому снижению давления судят об окончании операции обработки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислоторазрушаемого экрана используют цементно-меловой раствор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам заканчивания строительства скважины.

Известен способ заканчивания скважины [1], предусматривающий защиту продуктивного пласта от загрязняющего действия фильтрата цементного раствора при креплении скважины. Для этого защищаемый пласт перекрывают непроницаемой оболочкой, предварительно расширив ствол скважины, и затем выше зоны расширения цементируют.

Недостатком способа является то, что он для своего осуществления требует сложное оборудование, непроизводителен, трудоемок, требует больших затрат времени и трудовых ресурсов на его реализацию.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является "Способ заканчивания скважин" [2], включающий создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора, нейтрального к фильтрационным свойствам пласта, с помощью перфоратора взрывного действия, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой ее кислотой.

Недостатком способа является то, что он не обладает достаточной эффективностью. Объясняется это тем, что созданный кислоторазрушаемый экран лишь в пристенной зоне забоя скважины при креплении скважины разрушается под действием большого гидродинамического давления на продуктивный пласт, давление закачки + давление столба жидкости самого цементного раствора. Под действием высокого давления происходит расширение сформировавшихся трещин, куда попадает не только фильтрат цементного раствора, но и продукты его гидратации, а также самого цементного раствора, блокируя тем самым наиболее проницаемые участки призабойной зоны продуктивного пласта, вызывая в последующем большие трудности в вызове притока продукции пласта.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет создания кислоторазрушаемого экрана в глубине пласта.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора, нейтрального к фильтрационным свойствам пласта, с помощью перфоратора взрывного действия, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой его кислотой.

Новым является то, что перед креплением скважины в продуктивном пласте формируют кислоторазрушаемый защитный экран, обеспечивая глубокое его проникновение в пласт, созданием давления, превышающего на 10-15% расчетного давления цементирования, а обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме с использованием устройств для имплозионного воздействия на пласт, периодически контролируя темпы снижения давления на забое скважины, при этом по резкому снижению давления судят об окончании операции обработки. При этом в качестве кислоторазрушаемого экрана используют цементно-меловой раствор.

Перечисленная совокупность существенных признаков, по мнению авторов, является новой. Проведенные патентные исследования по патентному фонду института "ТатНИПИнефть" на глубину 20 лет показали отсутствие аналогичных технических решений, что позволяет сделать заключение о соответствии предложения критерию "новизна", а его промышленная применимость вытекает из его полного описания.

Способ осуществляют следующим образом. В скважину, пробуренную по обычной технологии перед спуском эксплуатационной колонны для цементирования с помощью цементировочного агрегата, закачивают в интервал продуктивного пласта цементно-меловой раствор при следующим соотношении компонентов твердой фазы, вес.%:

Цемент 14 - 25

Мел 86 - 75

Количество цемента, равное 14%, выбрано из расчета возможности отверждения раствора в пластовых условиях. При меньшем содержании цемента, чем указано выше, раствор не отверждается. При содержании цемента более 25% образуется цементно-меловой камень, трудно поддающийся разрушению при кислотной обработки.

Далее перед креплением скважины с помощью цементировочного агрегата внутри скважины создают давление, превышающее на 10-15% расчетного давления цементирования эксплуатационной колонны, с целью более глубокого проникновения кислоторазрушаемого материала в пласт. Эффект проталкивания цементно-мелового раствора в пласт повышается, когда процесс продавки раствора сопровождают со сбросом давления. Так, при достижении расчетного давления на забое выдерживают это давление в течение 5-10 минут, затем давление сбрасывают и так повторяют до 10-12 раз. В результате создается надежный кислоторазрушаемый гидрозащитный экран, препятствующий проникновение в продуктивный пласт фильтрата цементного раствора и его продуктов гидротации при креплении скважины. Затем скважину промывают буровым раствором, удаляют с забоя оставшийся объем цементно-мелового раствора. После затвердевания раствора в скважину спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее по традиционной технологии с использованием цементировочных агрегатов. Затем после закачки расчетного объема цементного раствора скважину оставляют в покое, на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), после чего одним из известных методов осуществляют вторичное вскрытие пласта, например, сверлением или кумулятивным перфоратором.

Далее по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают соляную кислоту расчетного объема под давлением в гидроимпульсном режиме и с использованием устройства для имплозионного воздействия на пласт, например, по патенту на изобретение № 2114980, кл. 6 Е 21 В 43/25, опубл. в БИ № 19, 1998 г., содержащего пакер, соединенный с ним цилиндр, колонну НКТ, поршень с нагнетательным клапаном, привод к поршню и приспособление для сообщения полости цилиндра с подпакерной зоной.

После закачки кислоты ее на забое выдерживают 10-15 минут для пропитки, при которой кислота, взаимодействуя с мелом цементно-мелового камня, разрушает его, превращая в эмульсию. Затем, включая в работу насосный агрегат, повышают давление на забое, при котором свежая порция кислоты проникает вглубь пласта, затем давление снова снижают и выдерживают в течение времени, необходимого для протекания реакции, и так далее цикл повторяют. При этом периодически ведут контроль за снижением давления на забое и по резкому снижению давления судят об окончании операции обработки. Опытно-промышленными исследованиями установлено, что при снижении давления на 1,5-2,0 МПа за 1 минуту процесс гидроимпульсного воздействия на забой прекращают и далее запускают в работу устройства для имплозионного воздействия на пласт с целью более глубокой очистки.

Далее созданием циркуляции жидкости насосным агрегатом промывают скважину и после вызова притока нефти скважину сдают в эксплуатацию.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Способ обеспечивает надежную защиту продуктивного пласта от загрязняющего действия цементного раствора при креплении скважин с использованием более простых и доступных средств, с меньшими затратами труда и времени, а также материалов. Сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к увеличению дебита скважин.

Источники информации

1. Патент РФ № 1639120, E 21 B 33/13.

2. Патент РФ № 2061837, E 21 B 33/13 - прототип.