способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий перфорирование открытого ствола скважины, отличающийся тем, что устанавливают связь с удаленной зоной пласта с увеличением его охвата дренированием и предотвращают осложнения от осыпания пород после перфорирования, которое проводят «сверху-вниз» с повышенной плотностью перфорирования кумулятивными зарядами малой мощности в отсутствии близлежащего водоносного пласта или водонефтяного контакта, после перфорирования проводят соляно-кислотную обработку открытого ствола, при этом результатом проведенной обработки принимают увеличение пластового давления и сохранение обводненности на прежнем уровне.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины с открытым стволом.

Известен способ заканчивания скважины, в котором снабжают скважину обсадной колонной до кровли продуктивного пласта. При этом в скважине определяют нефтенасыщенные пропластки. Расширяют открытый ствол скважины в зонах нефтенасыщенных пропластков и одновременно промывают нефтью. После этого обрабатывают расширенный ствол скважины гидроструйной подачей раствора кислоты через насадку для гидропескоструйной перфорации (Патент РФ № 2182651, опубл. 20.05.2002).

Недостатком известного способа является технологическая сложность и дороговизна. Является способом заканчивания скважины после бурения. Способ обладает всеми недостатками гидропескоструйной перфорации, эффективность которой зависит от множества факторов. Предлагаемый способ отличается простотой исполнения и дешевизной. Обеспечивает высокую эффективность ОПЗ и может применяться в процессе эксплуатации скважины до выработки извлекаемых запасов нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки нагнетательной скважины, включающий отбор образцов породы из продуктивной толщи нагнетательной скважины или ближайшей к ней скважины. На отобранных образцах породы моделируют условия сжатия породы, которые действуют в призабойной зоне при различных конструкциях забоя скважины и различных депрессиях в скважине. Воспроизводят напряжения, при которых происходят деформирование с растрескиванием, разрыхлением образцов породы и необратимым повышением их проницаемости. Определяют конструкции забоя нагнетательной скважины с перфорационными отверстиями или горизонтальной щелью в открытом стволе. Создают установленную конструкцию забоя скважины. На забое скважины создают депрессию не менее установленной по данным моделирования образцов породы. Эту депрессию поддерживают до перевода скважины в режим нагнетания (патент РФ № 2213852, опубл. 10.10.2003 - прототип).

Способ недостаточно эффективен и приводит к незначительному повышению продуктивности скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем перфорирование открытого ствола скважины, согласно изобретению перфорирование проводят «сверху-вниз» с повышенной плотностью перфорации кумулятивными зарядами малой мощности, после перфорирования проводят соляно-кислотную обработку открытого ствола скважины.

Сущность изобретения

Эксплуатационный фонд включает в себя скважины с открытым (необсаженным) стволом. Такой тип скважин характерен для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Считается, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством. Но практика эксплуатации таких скважин говорит об обратном. Скважины, находящиеся в одинаковых эксплуатационных условиях, имеющие открытый ствол (забой), нередко сравнимы или уступают по продуктивным характеристикам скважинам с обсаженными и перфорированными продуктивными интервалами.

Дебит и темпы его снижения на скважинах с открытым забоем не соответствуют представлению о продуктивности скважин, совершенных по характеру вскрытия. Это также подтверждается гидродинамическими исследованиями. Зачастую скважины с открытым забоем имеют положительный «скин-фактор».

Таким образом, можно сделать вывод о том, что продуктивность скважин с открытым забоем снижена в связи с существенными изменениями в призабойной зоне в процессе первичного вскрытия продуктивных горизонтов и последующей эксплуатацией, такими как кольматация, проникновение в призабойную зону скважины фильтратов бурового раствора, механических примесей при промывке и при глушении скважин.

В настоящее время в качестве эффективного способа стимуляции скважин с открытым забоем активно применяются общепринятые методы соляно-кислотной обработки призабойной зоны в различных исполнениях, такие как соляно-кислотные ванны, направленное соляно-кислотное воздействие, соляно-кислотная обработка с применением гидромониторной насадки и т.п.

Но анализ эффективности применяемых методов стимуляции показал, что существует ряд скважин, на которых проводимые мероприятия либо не приносят положительных результатов, либо имеют краткосрочный эффект.

Для объяснения причин необходимо подробнее рассмотреть механизм декольматации призабойной зоны пласта.

Анализ профилей притока продуктивного карбонатного пласта показывает, что работающая его часть зачастую не превышает 30-50%. При применении существующих способов обработки пласта соляной кислотой последняя поглощается дренированными зонами пласта, а неработающие участки так и остаются необработанными.

Таким образом, глубина эффективного воздействия применяемых методов обработки призабойной зоны в существующем исполнении не достаточна для создания гидродинамической связи ствола скважины с неработающей продуктивной частью пласта, т.е. при обработке призабойной зоны происходит равномерная обработка непосредственно околоскважинной зоны, не затрагивая при этом ее периферийную часть. Обработка открытого забоя в конечном итоге является обработкой стенок ствола скважины и существующих активных каналов.

Для обработки соляной кислотой неработающих участков пласта необходим инструмент создания каналов доставки кислоты к ним.

Для решения данной проблемы и повышения эффективности мероприятий по стимуляции работы скважин с открытым стволом, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, предлагаем применять кумулятивную перфорацию с повышенной плотностью перфорации кумулятивными зарядами малой мощности. Плотность перфорации считают повышенной при количестве перфорационных отверстий более 10 на погонный метр интервала перфорации. Кумулятивные заряды малой мощности, как правило, это заряды, способные в условиях обсаженных скважин создавать перфорационные каналы длиной до 350 мм.

Перфорационные каналы осуществляют гидродинамическую связь между продуктивным пластом и стволом скважины, т.е. подключают к дренированию дополнительные активные каналы, а также служат для создания путей проникновения кислоты вглубь пласта. Тем самым существенно увеличивается площадь эффективного воздействия на закольматированную зону пласта. Таким образом, основной целью работ является подключение в работу бездействующих зон пласта путем создания дополнительных систем трещин и вовлечения их в активное дренирование.

Предлагаемый комплекс работ обладает множеством положительных сторон, но и имеет свои ограничения.

Основным преимуществом является относительная дешевизна и простота проводимых работ. Также следует учитывать тот факт, что при проведении перфорации в открытом стволе скважины при отсутствии металлической колонны и цементного камня вся энергия направлена на образование канала, и его глубина при этом существенно увеличивается.

Основной опасностью при проведении перфорации в открытом стволе является возможность разрушения стенок скважин и прихват инструмента. Однако высокая плотность карбонатных пород и использование безкорпусных перфораторов практически исключают эту возможность.

Также при проведении перфорации в открытом стволе важным условием эффективности работ является отсутствие близлежащего водоносного пласта или водонефтяного контакта.

Для предотвращения негативных последствий нами предлагается следующий ход работ:

1. Подбор скважин с подходящими геолого-физическими характеристиками.

2. Гидродинамические исследования скважины до проведения мероприятий.

3. Перфорация открытого ствола. Во избежание осыпания открытого ствола и прихвата перфорационного оборудования рекомендуется производить поинтервальное вскрытие пласта по технологии «сверху-вниз» безкорпусными перфораторами кумулятивными зарядами малой мощности и повышенной плотностью перфорации.

4. Гидродинамические исследования скважины после проведения перфорации.

5. Соляно-кислотная обработка призабойной зоны.

6. Гидродинамические исследования скважины после проведения обработки;

Пример конкретного выполнения

На скважине № 8230 НГДУ «Елховнефть» с открытым забоем была произведена перфорация с последующей обработкой соляной кислотой.

Скважина ведет эксплуатацию карбонатных коллекторов турнейского яруса (кизеловский-черпетский горизонт) залежи № 51 Ново-Елховского месторождения.

Скважина № 8230 пробурена и введена в эксплуатацию 10.03.2004 г. с дебитом по жидкости 6,2 м³/сут, по нефти - 5,5 т/сут и обводненностью продукции 2%.

При дальнейшей эксплуатации дебит нефти снижался и в феврале 2008 года составил 1,5 т/сут. В марте 2008 года на скважине проводилась соляно-кислотная обработка призабойной зоны. Проведенные мероприятия принесли краткосрочный эффект. Дебит нефти увеличился до 4,4 т/сут, однако через 4 месяца после проведения работ по обработке призабойной зоны снизился до 1,4 т/сут.

Интервал открытого ствола скважины составляет 24 м (1208,0-1231,0 м). Абсолютная проницаемость коллектора в среднем составляет 4 мД, средняя пористость составляет 12,1%. На момент проведения перфорации с последующей обработкой кислотой дебит жидкости составлял 1,7 м³ /сут с обводненностью 4%.

Данная скважина выбрана исходя из наиболее подходящих для апробирования предложенного комплекса условий, а именно:

1) скважина имеет наклонно направленый профиль (горизонтальные скважины на данный момент не рассматривались в связи с высокой опасностью обвала пород и прихват инструмента);

2) интервал открытого ствола пробурен в карбонатном коллекторе турнейского яруса;

3) ранее проведенные работы по обработке призабойной зоны были неэффективными.

Для перфорации открытого участка ствола был применен одноразовый перфоратор на стальной пластине ПРК-42С (табл.1), который характеризуется малой мощностью, что позволит предотвратить появление возможных осложнений, возникающих при осыпании пород после проведения перфорационных работ. Расчетное значение глубины канала для данной перфорационной системы составило 653 мм при заявленной пробивной способности в системе «обсадная труба - слой бетона», равной 311 мм. Для повышения эффективности обработки была применена повышенная плотность перфорации 12 отв/п.м.

После перфорации кислотную обработку проводили закачкой 12%-ного водного раствора соляной кислоты из расчета 1 м ³/м продуктивного пласта, технологической выдержкой в течение 3 часов и промывкой скважины пластовой водой.

Проведенные работы по перфорации открытого ствола скважины № 8230 показали, что комплексное использование кумулятивной перфорации в открытом столе с последующей обработкой призабойной зоны соляной кислотой имело высокую эффективность.

Для оценки эффективности проведенных мероприятий на скважине был проведен комплекс гидродинамических исследований, включающий в себя:

1. Снятие кривой восстановления давления до проведения мероприятий.

2. Снятие кривой восстановления давления после проведения перфорации.

3. Снятие кривой после проведения обработки призабойной зоны.

4. Определение дебита жидкости и обводненности продукции на каждом из этапов.

Анализ результатов гидродинамических исследований скважины (табл.2) показал, что в результате проведенных мероприятий произошли существенные изменения в призабойной зоне скважины. Наблюдается улучшение всех фильтрационных характеристик пласта. Причем после проведения перфорации мы наблюдаем, увеличение таких параметров, как проницаемость и гидропроводность, что говорит о создании дополнительных активных каналов в призабойной зоне скважины, но, как видно из результатов исследований, размер этих каналов лишь восстановил связь скважины с удаленной зоной пласта. Наибольший эффект дала последующая обработка призабойной зоны, о чем говорит существенное увеличение проницаемости и гидропроводности.

Наглядно оценить эффективность проведенных мероприятий можно по приведенному графику сравнения темпов восстановления давления (см. чертеж).

На чертеже кривая 1 - кривая восстановления давления до мероприятий, кривая 2 - после перфорации, кривая 3 - после перфорации и соляно-кислотной обработки. Как следует из графиков на фиг.1, после перфорации и соляно-кислотной обработки быстрее восстанавливается давление, и давление имеет большую величину.

Комплексное использование перфорации и соляно-кислотной обработки позволило не только восстановить связь с удаленной зоной пласта, но и увеличить охват пласта дренированием путем соединения дополнительных каналов и зон трещиноватости нефтеносного пласта. Об этом также свидетельствует увеличение пластового давления и сохранение на прежнем уровне процента обводненности. Продуктивность скважины в результате мероприятий по данным гидродинамических исследований скважины увеличилась в 10 раз.

Таблица 1
Основные параметры и характеристики перфоратора ПРК-42С
Наименование показателей	Ед. измерения	Значение
Поперечный габарит	мм	46
Минимальный внутренний диаметр НКТ	мм	58
Плотность перфорации	отв/м	12
Фазовая ориентация зарядов	градус	0
Максимально допустимое гидростатическое давление	МПа	80
Максимально допустимая температура	°С	150
Время выдержки при максимальных параметрах	ч	2
Средняя глубина пробития при отстреле по комбинированной мишени (обсадная труба - слой бетона)	мм	311
Масса взрывчатого вещества одного кумулятивного заряда	г	6

Таблица 2
Результаты гидродинамических исследований скважины № 8230
	До мероприятий	После перфорации	После перфорации и соляно-кислотной обработки
Забойное давление, МПа	2,6	2,9	5,6
Пластовое давление, МПа	6,7	6,8	7,8
Коэффициент продуктивности, м3/сут·атм	0,050	0,068	0,650
Отношение продуктивностей	1,14	3,06	7,18
Скин-фактор	-0,15	-3,55	-5,02
Гидропроводность, Д·см/сПз	0,129	0,220	0,980
Пьезопроводность, см2/сек	13,5	45	273
Проницаемость, мД	4,1	22,7	125
Расчетный Q жидкости, м3/сут	1,7	2,6	14,3
Обводненность, %	4	4	4

Оценка экономической эффективности выполнена исходя из всех затрат на проведение работ (табл.3). Для примера взяты две скважины: на одной из скважин проведена соляно-кислотная обработка без проведения перфорации, на другой - соляно-кислотная обработка в комплексе с перфорацией.

Экономический эффект в случае проведении перфорации в комплексе с соляно-кислотная обработкой превышает экономический эффект от проведения обработок по существующим технологиям в 4 раза. Чистая прибыль от практического применения предлагаемого комплекса работ на одной скважине составила 934 тыс.руб.

После успешных работ на наклонно-направленной скважине проведена кумулятивная перфорация с соляно-кислотной обработкой на всех скважинах с открытым забоем, в том числе на горизонтальных, с достижением положительного результата.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности скважины.

Таблица 3
Исходные данные и расчет экономического эффекта
Статьи затрат	Ед. изм.	Значения показателей
Соляно-кислотная обработка	Соляно-кислотная обработка и перфорация
Исходные данные
Прирост	т/сут	2,7	8,0
Доп. добыча нефти за 4 месяца	т	289,3	857,3
Коэффициент эксплуатации		0,893	0,893
Цена нефти	руб./т	7016,0	7016,0
НДПИ	руб./т	3092,7	3092,7
Себестоимость нефти	руб./т	1591,3	1591,3
Текущий ремонт	руб.	396000,0	736875,0
Услуги ООО "АлГИС"	руб.	4928,2	94749,0
Расчет экономического эффекта
Выручка от реализации доп. добычи	руб.	2029953,3	6014676,5
НДПИ	руб.	894805,5	2651275,6
Себестоимость нефти	руб.	460425,6	1364224,0
Затраты на ремонт	руб.	396000,0	736875,0
Услуги ООО "АлГИС"	руб.	4928,2	94749,0
Балансовая прибыль	руб.	273794,0	1167553,0
Налог на прибыль	руб.	54758,8	233510,6
Чистая прибыль	руб.	219035,2	934042,4