способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины

Формула изобретения

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различными нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальными нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающими нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м ³/ч при давлении на устье скважины 1-3 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, согласно которому по всей длине отклоненного ствола определяют пористость, проницаемость и нефтенасыщенность приствольной зоны. По ним устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью, оценивают степень кавернозности и диаметры ствола на их концах. С учетом характеристик выявленных интервалов на поверхности монтируют трубную компоновку, на конце которой устанавливают кольцевое седло под запорный шар, на обоих концах - гидравлические пакеры. Между ними в трубе компоновки выполняют радиальный сквозной калиброванный канал. Крепят трубную компоновку на конце колонны труб и спускают их в скважину до устья отклоненного ствола. При незапакерованных пакерах производят обратную или прямую промывку ствола. Вслед за этим закачивают в скважину кислоту в объеме, равном объему первого интервала обработки. Сбрасывают запорный шар, запакеровывают с обоих концов первый от забоя интервал ствола с пониженной проницаемостью и одновременно задавливают в него кислоту, после чего оставляют скважину на реакции. Затем оба пакера распакеровывают, проводят обратную промывку ствола. Удаляют продукты реакции и поднимают на поверхность запорный шар. Путем приподнимания колонны труб трубную компоновку с пакерами переводят в обратном от забоя направлении в зону второго от забоя интервала с пониженной проницаемостью и повторяют указанные выше операции. Поочередно проводят операции с каждым интервалом обработки. Повышается эффективность обработки приствольной зоны отклоненного ствола за счет избирательного воздействия на каждый интервал при одноразовом спуске устройства для обработки (Патент РФ №2247832, кл. Е21В 43/27, опубл. 2005.03.10).

Известный способ не позволяет в достаточной степени увеличить продуктивность скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, заключающийся в следующем. Осуществляют поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты. Очередность закачки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины. Закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб. При обработке очередного интервала перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу. В каждый обрабатываемый интервал закачивают раствор кислоты и водный раствор эмульгатора.

Закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Проводят технологическую выдержку не более 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа (Патент РФ № 2278966, кл. Е21В 43/27, опубл. 2006.06.27).

Известный способ позволяет повысить продуктивность скважины, однако малоэффективен при обработке скважины, вскрывшей продуктивный пласт с повышенной неоднородностью.

В изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью.

Задача решается тем, что в способе поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающем поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, согласно изобретению, колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального не обсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м ³/час при давлении на устье скважины 1-3 МПа.

Признаками изобретения являются:

1) поинтервальная закачка через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты;

2) продавка раствора кислоты в пласт;

3) проведение технологической выдержки;

4) свабирование;

5) размещение колонны насосно-компрессорных труб в обсаженной вертикальной части скважины;

6) размещение внутри колонны насосно-компрессорных труб безмуфтовой трубы колтюбинга;

7) определение зон горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью;

8) размещение конца трубы колтюбинга напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью;

9) закачка в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствора кислоты;

10) подъем безмуфтовой трубы колтюбинга в обсаженную зону скважины;

11) продавка по колонне насосно-компрессорных труб раствора кислоты в пласт;

12) далее размещение конца безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачка в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствора кислоты, подъем безмуфтовой трубы колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливание по колонне насосно-компрессорных труб раствора кислоты в пласт;

13) продавка раствора кислоты с расходом 3-4 м³/час;

14) то же при давлении на устье скважины 1-3 МПа.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных горизонтальных скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшение продуктивности скважин. Традиционно применяемые технологии поинтервальной обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. В изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью. Задача решается следующим образом.

При поинтервальной обработке призабойной зоны горизонтальной скважины определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью. Напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку не более 3 час. Выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м ³/час при давлении на устье скважины 1-3 МПа. В качестве раствора кислоты используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты.

Пример конкретного выполнения

Проводят поинтервальную обработку призабойной зоны нефтедобывающей горизонтальной скважины длиной 250 м. Определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Выявляют три зоны с нефтенасыщенностью (д. ед.) и проницаемостью (мД) соответственно 0,859 и 27,6, 0,887 и 41, 0,892 и 43,6. Низ колонны насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины на глубине обсаженной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга.

Нижний конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,859 и 27,6. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 20 м³. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают нефтью по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 3 м³/час при давлении на устье 1 МПа.

Размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга в зоне со следующей по величине нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,887 и 41. Напротив этой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 25 м³. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 3,5 м³/час при давлении на устье 2 МПа.

Размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга в зоне со следующей по величине нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,892 и 43,6. Напротив этой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 30 м³. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 4 м³/час при давлении на устье 3 МПа.

Проводят технологическую выдержку не более 3 час. Выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

В результате дебит скважины составил 12 м³ /сут. В аналогичных условиях при выполнении работ по прототипу дебит скважины не превышал 4 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью.