способ перевода добывающей скважины в нагнетательную

Формула изобретения

Способ перевода добывающей скважины в нагнетательную, включающий определение проницаемости участков продуктивного интервала, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, проведение технологической выдержки, перфорацию скважины, имплозионное воздействие и освоение скважины, отличающийся тем, что растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений заполняют пространство скважины над насосом, промывают скважину жидкостью глушения, поднимают насосное оборудование, а перфорацию скважины и имплозионное воздействие проводят на участках с низкой проницаемостью с образованием до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм, и на участках с высокой проницаемостью с образованием до 5 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм, после чего дополнительно проводят термоимплозионное воздействие в интервале перфорации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при переводе добывающей скважины в нагнетательную.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий перфорацию скважины и имплозионное воздействие (1).

Известный способ обеспечивает перфорацию и очистку перфорационных отверстий, однако способ не позволяет сохранять от разрушения обсадную колонну и цементный камень заколонного пространства.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ перевода добывающей скважины в нагнетательную, включающий определение проницаемости участков продуктивного интервала, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, проведение технологической выдержки, перфорацию скважины, имплозионное воздействие и освоение скважины (2).

Известный способ так же, как и аналог, не позволяет сохранять от разрушения обсадную колонну и цементный камень заколонного пространства. Кроме того, известный способ не позволяет достичь высокой продуктивности скважины с одновременным выравниванием профиля приемистости.

В изобретении решается задача сохранения от разрушения обсадной колонны и цементного камня заколонного пространства, выравнивания профиля приемистости и увеличения продуктивности скважины.

Задача решается тем, что в способе перевода добывающей скважины в нагнетательную, включающем определение проницаемости участков продуктивного интервала, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, проведение технологической выдержки, перфорацию скважины, имплозионное воздействие и освоение скважины, согласно изобретению растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений заполняют пространство скважины над насосом, промывают скважину жидкостью глушения, поднимают насосное оборудование, а перфорацию скважины и имплозионное воздействие проводят на участках с низкой проницаемостью с образованием до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм, и на участках с высокой проницаемостью с образованием до 5 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм, после чего дополнительно проводят термоимплозионное воздействие в интервале перфорации.

Сущность изобретения

При перфорации скважины возникают большие ударные воздействия на обсадную колонну и цементный камень заколонного пространства. Кроме того, при переводе добывающей скважины в нагнетательную возникает необходимость выравнивания профиля приемистости и увеличения продуктивности скважины. В предложенном способе решается задача сохранения от разрушения обсадной колонны и цементного камня заколонного пространства, выравнивания профиля приемистости и увеличения продуктивности скважины. Задача решается следующим образом.

При переводе добывающей скважины в нагнетательную определяют проницаемости участков продуктивного интервала. В скважине в этот момент размещено подземное оборудование: колонна насосно-компрессорных труб с насосом. Заполняют пространство скважины над насосом растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений и проводят технологическую выдержку, в результате чего из скважины удаляют асфальтосмолопарафиновые отложения. Промывают скважину жидкостью тушения и поднимают насосное оборудование. На участках с низкой проницаемостью проводят перфорацию скважины и одновременное имплозионное воздействие с образованием до 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм. На участках с высокой проницаемостью проводят перфорацию скважины и одновременное имплозионное воздействие с образованием до 5 отверстий на погонный метр интервала перфорации с глубиной перфорационных отверстий не менее 500 мм. Одновременность перфорации скважины и имплозионного воздействия достигается, как и в прототипе, совмещением в одном устройстве перфоратора и имплозионной камеры и открывания имплозионной камеры одновременно со срабатыванием перфоратора. После этого дополнительно проводят термоимплозионное воздействие во всем интервале перфорации сжиганием на забое скважины газогенерирующего состава и открыванием имплозионной камеры.

Пример конкретного выполнения

Переводят добывающую скважину в нагнетательную. Глубина скважины 1674 м. Мощность пласта 4 м. Приемистость после обработки 360 м³/сут. при 8 МПа на устье. Проницаемости 3 м участков продуктивного интервала составляют 200 мД, проницаемость 1 м участка составляет 300 мД. Заполняют скважину дистиллятом. Проводят технологическую выдержку в течение 16 час. Промывают скважину и одновременно ее заполняют жидкостью глушения - минерализованной водой. Поднимают насосное оборудование. Для проведения работ по перфорации и имплозионному воздействию собирают компоновку подземного оборудования, состоящую из перфоратора кумулятивного типа и имплозионной камеры. Перфоратор снабжен кумулятивными зарядами ЗПК-95. Масса одного кумулятивного заряда составляет 16 г. Наружный диаметр корпуса перфоратора - 95 мм. Кумулятивный заряд обеспечивает глубину перфорационного отверстия не менее 500 мм. Имплозионная камера представляет собой бурильную трубу диаметром 73 мм, длиной 8 мм и внутренним объемом 0,02 м³. Компоновку подземного оборудования размещают на забое скважины. Вызывают срабатывание кумулятивных зарядов и одновременное открытие имплозионной камеры. На участках с проницаемостью 200 мД проводят перфорацию с образованием 30 отверстий в интервале перфорации с глубиной перфорационных отверстий 550 мм. На участке с проницаемостью 300 мД проводят перфорацию с образованием 5 отверстий в интервале перфорации с глубиной перфорационных отверстий 550 мм и одновременным имплозионным воздействием. Для проведения работ по термоимплозионному воздействию собирают компоновку подземного оборудования, состоящую из газогенерирующего состава и имплозионной камеры. Газогенерирующий состав включает, мас.%: гранулированную аммиачную селитру марки Б - 72, бихромат калия - 5, эпоксидную смолу марки ЭД-20 с отвердителем полиэтиленполиамином в соотношении 10:1 - 23. Компоновку подземного оборудования размещают на забое скважины. Вызывают горение газогенерирующего состава и последующее открытие имплозионной камеры. Проводят промывку скважины жидкостью глушения. Запускают скважину в эксплуатацию.

В результате работ добиваются сохранения от разрушения обсадной колонны и цементного камня заколонного пространства, выравнивания профиля приемистости и расчетной продуктивности скважины.

Применение предложенного способа позволит сохранить от разрушения фонд скважин, повысить охват залежи воздействием за счет выравнивания профиля приемистости и ускорить выработку запасов залежи за счет увеличения продуктивности скважин.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:

1. Патент РФ N 2114984, кл. E 21 B 43/117, опублик. 1998 г.

2. Бойко B. C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М., "Недра", 1990 г., с. 173 - прототип.