способ вскрытия продуктивного пласта

Формула изобретения

Способ вскрытия продуктивного пласта, включающий создание перфорационных каналов в трубе, входящей в состав колонны обсадных труб, до спуска ее в скважину и установку в каналах заглушек из легкоудаляемого материала под воздействием химического вещества, спуск обсадной колонны в скважину с расположением трубы с заглушками напротив продуктивного пласта, цементирование, спуск вовнутрь колонны обсадных труб колонны насосно-компрессорных труб, промывку скважины, закачку химического вещества в зону расположения заглушек и спуск глубинного штангового насоса, отличающийся тем, что до промывки и закачки химического вещества в скважину на насосно-компрессорных трубах спускают корпус глубинного штангового насоса или замковую опору вставного глубинного штангового насоса, а после проведения этих операций корпус глубинного штангового насоса или замковую опору вставного глубинного насоса приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации и снижают уровень жидкости в скважине до заданной величины необходимой депрессии, затем на штангах спускают плунжер насоса и после времени, необходимого для растворения заглушек химическим веществом, запускают скважину в эксплуатацию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к вскрытию продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин.

Известен способ вскрытия продуктивного пласта путем создания перфорационных каналов в колонне обсадных труб, цементном камне и пласте (1).

Недостатком способа является то, что при осуществлении гидропескоструйной перфорации в создаваемом канале образуются высокие давления, которые способствуют разрушению цементного камня, увеличивают фильтрацию жидкости и являются одним из основных причин обводнения скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ вскрытия продуктивного пласта, включающий создание перфорационных каналов в трубе, входящей в состав колонны обсадных труб, до спуска ее в скважину и установку в каналах заглушек из легкоудаляемого материала под воздействием химического вещества, спуск обсадной колонны в скважину с расположением трубы с заглушками напротив продуктивного пласта, цементирование, спуск вовнутрь обсадных труб НКТ, промывку скважины, закачку химического вещества в зону расположения заглушек и спуск глубинного насоса (2).

Известный способ имеет следующие недостатки.

После растворения заглушек химическим веществом разрушение цементного камня напротив отверстий осуществляют созданием избыточного давления или снижением уровня жидкости. При этом происходит нерегулируемая депрессия, которая может быть или недостаточной, или излишней. Это может привести к обводнению продукции скважины или же к недостаточной очистке призабойной зоны продуктивного пласта.

Кроме того, между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию существует значительный временной разрыв. Дело в том, что сначала в скважину спускают колонну НКТ, промывают скважину, закачивают техническую соляную кислоту и после разгерметизации поднимают колонну НКТ, а затем спускают глубинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. При проведении этих спуско-подъемных операций продуктивный пласт насыщается жидкостью глушения, что впоследствии снижает дебит скважины и увеличивает время ввода скважины в эксплуатацию.

Задачей изобретения является создание технологии, обеспечивающей регулируемую депрессию на продуктивный пласт и предотвращающую попадание в него скважинной жидкости, а также повышающей эффективность очистки призабойной зоны продуктивного пласта.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим создание перфорационных каналов в трубе, входящей в состав колонны обсадных труб, до спуска ее в скважину и установку в каналах заглушек из легкоудаляемого материала под воздействием химического вещества, цементирование, спуск вовнутрь обсадных труб НКТ, промывку скважины, закачку химического вещества в зону расположения заглушек и спуск глубинного насоса.

Новым является то, что глубинный насос спускают на НКТ в скважину до промывки и закачки химического вещества, а после проведения этих операций глубинный насос приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации и снижают уровень жидкости в скважине до заданной величины (необходимой величины депрессии), затем на штангах спускают плунжер насоса и после времени, необходимого для растворения заглушек химическим веществом, запускают скважину в эксплуатацию.

Способ осуществляют следующим образом.

В зависимости от глубины забоя, залегания и мощности продуктивного пласта определяют длину трубы, подлежащей перфорации, после чего на последней создают каналы путем просверливания сквозных отверстий перпендикулярно оси трубы диаметром 20-30 мм. В целях сохранения прочности трубы отверстия располагают по спирали.

Плотность перфорации (число отверстий на один погонный метр) определяет коэффициент гидродинамического совершенства вскрытия и в зависимости от диаметра отверстий может быть принята не более плотности кумулятивной перфорации для данного нефтяного месторождения. Затем в отверстия вставляют втулки, приваривают их к трубе и вворачивают в них на резьбе заглушки, изготовленные из магниевого сплава (например, МЛ-2). Колонну обсадных труб спускают в скважину с таким расчетом, чтобы труба с заглушками находилась напротив продуктивного пласта. Затем производят цементирование обсадных труб по обычной технологии. После схватывания цементного раствора вовнутрь обсадных труб спускают НКТ с корпусом глубинного штангового насоса (или с замковой опорой в случае применения вставного штангового насоса) и промывают скважину, а затем в зону расположения магниевых заглушек закачивают техническую соляную кислоту в объеме, необходимом только для растворения заглушек.

После закачки кислоты корпус глубинного насоса приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации и снижают уровень жидкости в скважине на величину, обеспечивающую необходимую депрессию на продуктивный пласт свабированием (или компрессором). Затем на штангах спускают плунжер насоса и после времени, необходимого для растворения заглушек кислотой, а оно равняется 8-10 часам, запускают скважину в эксплуатацию. После закачки соляной кислоты в зоне расположения заглушек происходит термохимическая реакция с магнием, в результате чего заглушки полностью растворяются. За счет разности давлений между пластовым и забойным происходит резкий выброс жидкости и вместе с ней закупоривших поры пласта веществ. При этом достигается глубокая депрессия на продуктивный пласт и высокий уровень очистки призабойной зоны пласта, т. к. величину депрессии можно создавать практически любую и ограничением здесь могут быть лишь прочностные характеристики обсадной колонны, цементного кольца и скелета породы продуктивного пласта.

Для расширения области применения предлагаемого способа можно использовать вставные штанговые насосы с устройством против фонтанирования по НКТ (см. РД 39-01470-585-069-91 "Инструкция по подземному ремонту скважин, оборудованных модернизированными вставными насосами", г. Альметьевск, 1991 г.), что позволит в дальнейшем проводить текущие ремонты без глушения.

Использование предлагаемого способа позволяет создать регулируемую депрессию на пласт, обеспечивающую эффективную очистку призабойной зоны продуктивного пласта от фильтрата и механических примесей с учетом его геологического строения (наличие подошвенной воды, толщина глинистого пропластка между водоносным и нефтеносным пластами, пластового давления и т.д.). Способ практически полностью исключает попадание скважинной жидкости в продуктивный пласт. Важным фактором также является то, что время реакции соляной кислоты с магнием совмещается со временем подготовки скважины к эксплуатации.

Использованная информация

1. Аналог. А.с. N 599057, МКИ E 21 В 43/11, 1974.

2. Прототип. Патент РФ N 1030537, МКИ E 21 В 43/11, 1983.