способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий подачу кислоты для воздействия на породу пласта через гидромониторные насадки, отличающийся тем, что изолируют интервал продуктивного пласта от проникновения тампонажного раствора включением в компоновку обсадной колонны модульного отсекателя пласта, содержащего в нижней части гидромониторные насадки с магниевыми заглушками, а в верхней части - магниевые заглушки, осуществляют цементаж заколонного пространства, спускают на колонне насосно-компрессорных труб пакер в среднюю часть модульного отсекателя пласта, закачивают соляную кислоту, осуществляют выдержку для открывания магниевых заглушек, разобщают верхнюю часть модульного отсекателя пласта от его нижней части посадкой пакера, создают давление через насосно-компрессорные трубы в нижней зоне модульного отсекателя пласта, струями кислоты через гидромониторные насадки модульного отсекателя пласта проникают в продуктивный пласт, образуя каверны, продукты деструкции продуктивного пласта вымывают в обсадную колонну через открытые магниевые заглушки в верхней части модульного отсекателя пласта и восходящим потоком жидкости подают в желобную емкость на поверхности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при вторичном вскрытии пласта для обработки продуктивного интервала пласта с целью накопления каверн в затрубном пространстве в эксплуатационных скважинах.

Известны способы обработки призабойной зоны скважины (см., например, описание изобретения к патенту RU 2147678, Е 21 В 43/27, дата публикации 2000.04.20; описание изобретения к патенту RU 2172401, Е 21 В 43/27, Е 21 В 43/22, дата публикации 2001.08.20; описание изобретения к патенту RU 2205950, Е 21 В 43/27, дата публикации 2003.06.10), включающие подачу кислоты в пласт через гидромониторные насадки.

Недостатком указанных способов недостаточно эффективное освобождение продуктивного пласта от продуктов его обработки кислотой.

Ближайшим аналогом является Способ обработки продуктивного карбонатного пласта (см., например, описание изобретения к патенту RU 2205950, Е 21 В 43/27, дата публикации 2003.06.10), включающие подачу кислоты в пласт через гидромониторные насадки.

Недостатком ближайшего аналога является недостаточно эффективное удаление из пласта продуктов деструкции.

Задачей изобретения является очистка коллектора от загрязнения продуктами глинистых частиц бурового раствора, шлама, образованного при бурении, увеличение объема каверн в продуктивном пласте в призабойной зоне.

Технический результат выражается в повышении эффективности увеличения объема каверн в продуктивном пласте, разрушения и удаления загрязнений при первичном вскрытии слоя коллектора и, как следствие, повышении нефтеотдачи пласта.

Сущность способа обработки призабойной зоны скважины выражается в том, что изолируют интервал продуктивного пласта от проникновения тампонажного раствора включением в компоновку обсадной колонны модульного отсекателя пласта, содержащего в нижней части гидромониторные насадки с магниевыми заглушками, а в верхней части магниевые заглушки, осуществляют цементаж заколонного пространства, спускают на колонне насосно-компрессорных труб пакер в среднюю часть модульного отсекателя пласта, закачивают соляную кислоту, осуществляют выдержку для открывания магниевых заглушек, разобщают верхнюю часть модульного отсекателя пласта от его нижней части посадкой пакера, создают давление через насосно-компрессорные трубы в нижней зоне модульного отсекателя пласта, подачей кислоты для воздействия на породу пласта через гидромониторные насадки модульного отсекателя пласта проникают в продуктивный пласт, образуя каверны, продукты деструкции продуктивного пласта вымывают в обсадную колонну через открытые магниевые заглушки в верхней части модульного отсекателя пласта и восходящим потоком жидкости подают в желобную емкость на поверхности.

Сопоставительный анализ с ближайшим аналогом показывает, что заявленный способ обработки призабойной зоны скважины обладает отличительными признаками, что обеспечивает соответствие технического решения критерию патентоспособности новизна. Совокупность отличительных признаков или их сочетания не выявлены и в других технических решениях аналогичного назначения, что подтверждает соответствие критерию патентоспособности изобретательский уровень.

В процессе бурения скважины при первичном вскрытии пласта происходит проникновение буровых растворов, содержащих глинистую фазу, плохо очищенную твердую фазу выбуренной породы в продуктивный пласт, в процессе цементирования обсадной колонны происходит дополнительное проникновение в продуктивный пласт тампонажного раствора - все это приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пласта, и при освоении скважины, несмотря на применение самых различных технологий, в большинстве случаев достигнуть максимально возможных дебитов не удается.

Для изоляции интервала продуктивного пласта от проникновения тампонажного раствора применяют модульный отсекатель пласта, например, МОП - 146/230 (РД 16-1528386-2003 Инструкция по эксплуатации МОП. 000000.000 ИЭПС). Устройство включает в себя компоновку из двух пакеров-отсекателей, например, типа ПОП 1.000146.000, предназначенных для разобщения близко расположенных пластов при цементировании обсадной колонны, клапана, корпуса модульного отсекателя пласта с магниевыми заглушками. Компоновку спускают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта для изоляции пласта от тампонажного раствора. Пакера раскрываются после получения сигнала «стоп» повышением давления в колонне. Тампонажный раствор при цементаже заколонного пространства обходит выбранный интервал по специальным каналам устройства.

Данное устройство позволяет эффективно изолировать продуктивный интервал от проникновения в пласт тампонажного раствора, но не решается задача очистки коллектора от загрязнения продуктами глинистых частиц бурового раствора, шлама, образованного при бурении, увеличения объема каверн в продуктивном пласте в призабойной зоне.

Для обеспечения решения поставленной задачи в нижней половине корпуса модульного отсекателя пласта стандартные магниевые заглушки заменяются на гидромониторные насадки с магниевыми заглушками. Расстояние между насадками, например, через 0.5 метров с угловым разворотом на 90 градусов. Модульный отсекатель пласта может быть как 5-дюймового диаметра, так и 6-дюймового диаметра, в зависимости от типа обсадной колонны.

Указанный модульный отсекатель пласта включают в компоновку обсадной колонны в интервале продуктивного пласта. Осуществляют цементаж заколонного пространства. Спускают на колонне насосно-компрессорных труб пакер в среднюю часть модульного отсекателя пласта, закачивают техническую соляную кислоту 25% концентрации в количестве из расчета 0.2 м³ на одну насадку через колонну насосно-компрессорных труб в модульный отсекатель пласта, дают выдержку 4 часа для открывания магниевых заглушек в гидромониторных насадках в нижней части модульного отсекателя пласта и открывания стандартных магниевых заглушек в верхней части модульного отсекателя пласта действием кислоты. Разобщают верхнюю часть модульного отсекателя пласта от нижней части модульного отсекателя пласта посадкой пакера. После этого создают давление через насосно-компрессорные трубы до 20 МПа в подпакерной зоне. Под давлением струи кислоты через гидромониторные насадки проникают в продуктивный пласт, образуя каверны. Продукты деструкции пласта вымывают в обсадную колонну через открытые магниевые заглушки в верхней части модульного отсекателя пласта и восходящим потоком жидкости (техническая вода, солевой раствор или нефть) подают в желобную емкость на поверхности. В результате такой обработки образуются каверны глубиной до 3-4 метров напротив каждой гидромониторной насадки. Для включения всего продуктивного интервала модульного отсекателя пласта в процесс эксплуатации можно провести перфорацию нижнего интервала модульного отсекателя пласта перфораторами, например, сверлящими перфораторами ПС-112.

В результате исключается загрязнение пласта-коллектора тампонажным раствором в процессе цементирования обсадной колонны, обеспечивается разрушение и удаление загрязнений при первичном вскрытии слоя коллектора, улучшаются коллекторские свойства продуктивного пласта в призабойной зоне.

При необходимости предложенный способ может быть применен и после начала эксплуатации скважины в случае уменьшения продуктивности пласта через некоторое время.

Соответствие заявленного способа критерию патентоспособности промышленная применимость подтверждается также экспериментальной проверкой на скважине №6759 Алексеевского месторождения нефти. Эта скважина имела следующие характеристики: глубина продуктивного пласта в кизеловском горизонте 1477 м, интервал нефтенасыщенной части пласта - 1477,0-1498,0 м, коллектор - карбонатный, пластовая температура 29,0°С, пластовое давление 9,2 МПа, толщина продуктивного пласта 21 м, пористость 9.4-11.3%, нефтенасыщенность 42.3-82.7%, вязкость нефти 10,12 мПа·с, плотность нефти 0,863 т/м³, дебит жидкости в соседней скважине № 6762 с приблизительно похожими характеристиками - 5 куб. м/сут. В компоновку обсадной колонне в интервал 1477-1487 метров был включен модульный отсекатель пласта с внешним диаметром 6 дюймов, длиной 10 метров, в нижней половине модульного отсекателя пласта предварительно стандартные магниевые заглушки были заменены на гидромониторные насадки (8 штук) с магниевыми заглушками. После цементажа заколонного пространства на колонне насосно-компрессорных труб спустили пакер в среднюю часть модульного отсекателя пласта, закачали техническую соляную кислоту 25% концентрации в количестве 1.6 м³ через колонну насосно-компрессорных труб в модульный отсекатель пласта, дали выдержку 4 часа для открывания магниевых заглушек в гидромониторных насадках в нижней части модульного отсекателя пласта и открывания стандартных магниевых заглушек в верхней части модульного отсекателя пласта действием кислоты. Разобщили верхнюю часть модульного отсекателя пласта от нижней части модульного отсекателя пласта посадкой пакера в интервал 1482 метра, после этого подняли давление через насосно-компрессорные трубы до 20 МПа в подпакерной зоне. Рабочее давление держали в течение 30 минут, после этого распакеровались и промыли скважину нефтью. Для включения всего интервала модульного отсекателя пласта в процесс эксплуатации продуктивного интервала провели перфорацию нижнего интервала модульного отсекателя пласта (1482-1487 метров), сверлящими перфораторами ПС 112. В результате получили добычу нефти с дебитом 15 куб.м/сут.