способ обработки продуктивного карбонатного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым раствором, цементирование колонны и перфорацию ее, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве, отличающийся тем, что для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум-разрежение, при этом операцию обработки осуществляют начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вакуум в призабойной зоне под пакером создают путем свабирования.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вскрытие бурением продуктивного пласта осуществляют с промывкой безглинистым полимерным раствором.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перфорацию скважины осуществляют сверлением на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу обработки призабойной зоны (ОПЗ) продуктивного карбонатного пласта порово-трещиноватого типа с целью восстановления коллекторских характеристик пласта или повышения приемистости пласта в нагнетательных скважинах.

Известен способ обработки пласта с целью повышения эффективности обработки и увеличения добывных возможностей пласта (см. РД-39-0147585-020 ВНИИ-86 «Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважины на основе гетерогенных жидкостей и гидродинамических эффектов»).

Способ предусматривает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с устройством для создания гидроимпульсов в интервале продуктивного пласта и закачку через них в пласт кислоты или других обрабатывающих жидкостей с производительностью, с которой принимает пласт, одновременно создавая устройством гидроимпульсы (гидроудары).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность в силу технологических особенностей, т.е. обработка ведется не в оптимальном режиме. Объясняется это тем, что в процессе продавливания в пласт кислоты частота и амплитуда создаваемых гидроимпульсов, а также создаваемое давление скважина-пласт не контролируются, т.е. обработка ведется бесконтрольно.

Известен также способ обработки продуктивного карбонатного пласта (см. патент RU № 22005950, 7Е21В 43/27, опубл. в БИ № 16, 10.06.2003 г.), включающий спуск колонны НКТ в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу продуктивного пласта. При этом перед спуском колонны труб башмак колонны оборудуют устройством с гидромониторными насадками, раздельно расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия поверхностно-активного вещества (ПАВ), которым выполняют гидропескоструйные воздействия на пласт. Чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.

Недостатком способа является сложность технологии обработки, требует наличия песка определенной фракции, а необходимость вымывания из скважины после завершения операции обработки требует дополнительных спуско-подъемных операций в случае использования песка крупной фракции.

Известен способ заканчивания скважины (см. описание к А.С. № 1696674, Е21В 33/13, опубл. в БИ № 45, 07.12.1991 г.), предусматривающий кислотную обработку ПЗП. Способ включает следующие технологические операции:

1) Вскрытие продуктивного пласта буровым раствором с высокой водоотдачей, содержащей в своем составе химически разрушаемый наполнитель.

2) Образование химически разрушаемой глинистой корки в интервале продуктивного пласта путем циркуляции бурового раствора.

3) Цементирование скважины и перфорация.

4) Спуск колонны труб с пакером.

5) Разобщение верхних перфорационных каналов от нижних.

6) Удаление глинистой корки путем химического разрушения циркуляцией водного раствора ПАВ в заколонном пространстве через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора в межтрубной пространство через верхние отверстия.

7) Продавливание в пласт кислоты и циркуляция ее в заколонном пространстве.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Недостатками способа являются сложность технологии, большие затраты времени и низкая эффективность.

Технической задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым раствором, цементирование колонны и перфорацию ее, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве.

Новым является то, что для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум (разрежение), при этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство, вакуум в призабойной зоне под пакером создают путем свабирования, при этом вскрытие бурением продуктивного пласта осуществляют с промывкой безглинистым полимерным раствором, а перфорацию скважины осуществляют сверлением на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м.

Патентные исследования по определению технического уровня и на соответствие критерию «новизна» проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью 20 лет. Результаты патентных исследований показали отсутствие аналогичных технических решений, обладающих такой совокупностью существенных признаков, как у заявляемого объекта, не обнаружены. Следовательно, по нашему мнению, предложение авторов обладает новизной.

На приведенной фиг.1 изображена обсаженная скважина, где видны перфорационные отверстия и каналы, выполненные сверлением, и спущенная дополнительная колонна труб с пакером в нижней части, и сваб, спущенный по дополнительной колонне труб, в продольном разрезе. На фиг.2 - вид на А (увеличенно), в разрезе по фиг.1.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В скважину 1, пробуренную до проектной глубины с вскрытием продуктивного карбонатного пласта 2 промывкой полимерным буровым раствором, спускают колонну обсадных труб 3 и цементируют по традиционной технологии с использованием цементировочных агрегатов типа ЦА 320М и по окончании ожидания затвердевания цемента 4 (ОЗЦ) осуществляют перфорацию сверлением на большую глубину до 3-х метров и более. Вскрытие продуктивного пласта с использованием безглинистого полимерного бурового раствора позволяет исключить образования проницаемой фильтрационной корки, образуемой при использовании глиномелового бурового раствора, предусмотренного в прототипе, что позволяет исключить операцию по удалению фильтрационной корки. В качестве безглинистого бурового раствора можно использовать состав, приведенный в регламенте на заканчивание скважин (см. РД 39-0147585-232-01, г.Бугульма, 2001 г., разработанный институтом «ТатНИПИнефть», стр.13). Указанный безглинистый буровой раствор содержит в мас.%:

Полиакриламид (ПАА) - 2-3.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 2-5.

Кальцинированная сода - 3-5.

Крахмал - 3.

Вода техническая - остальное.

Ниже приведены значения технологических параметров полимерного раствора.

Плотность, г/см³ - 1,00.

Условная вязкость, с - 23-25.

Пластическая вязкость, МПа·с - 17-25.

Динамическое напряжение сдвига, дПа - 5-20.

Статическое напряжение сдвига, дПа

через 1 мин - 1-2

через 10 мин - 5-6

Показатель фильтрации, см³ /30 мин - 5-6

Водородный показатель, pH - 8-9

Толщина полимерной корки, мм - 0,5

Удельное электрическое сопротивление, Ом·м. - 1-3

В качестве устройства для сверления можно использовать техническое решение по патенту РФ № 2182961, 7Е21В 43/114, опубл. в БИ № 15, 2002 г., спускаемое на электрическом кабеле. Оно содержит корпус, внутри которого размещены двигатель, редуктор, а также механизм прижатия устройства к стенке скважины, узел подачи бура, узел поворота бура и кассета для размещения патрубков бура.

По окончании операции сверления в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб 5 (НКТ) с пакером 6 и по трубному пространству 7 закачивают необходимый объем раствора 20% концентрации соляной кислоты 8 из расчета 1-2 м³ на каждый метр толщины обрабатываемого продуктивного пласта. Далее этим же пакером разобщают верхние перфорационные отверстия 9 от нижнего отверстия 10. Операцию обработки пласта начинают с верхнего интервала, как это изображено на прилагаемом чертеже, повышая давление над пакером, нагнетая жидкость насосным агрегатом в межтрубное пространство. Под действием давления кислота через верхние перфорационные отверстия 9, попадая в просверленные каналы 11 в породе, начинает проникать в поры пласта, вступая одновременно в реакцию с карбонатами пласта и тем самым увеличивая его проницаемость. При этом одновременно запускают в работу установку для свабирования (установка не изображена), в качестве которой можно использовать техническое решение по патенту РФ № 2264534, содержащее мачту, выполненную из сварных трубчатых конструкций, к стойкам которой закреплены основания - верхнее и нижнее с направляющими роликами, нижнее из которых может присоединяться к колонному фланцу скважины с помощью болтового соединения. Упомянутый нижний ролик установлен с возможностью ориентации относительно барабана с канатом лебедки, имеющей в своем составе редуктор и электродвигатель. При перемещении сваба 12 вверх под ним создается вакуум (разрежение), что способствует ускорению циркуляции кислоты в заколонном пространстве. Отработанная кислота вместе с продуктами реакции, а также водонефтяная эмульсия через нижние перфорационные каналы выносятся в скважину и далее оттуда свабом - на поверхность.

При снижении концентрации кислоты в 2-3 раза циркуляцию ее прекращают и приступают к обработке нижележащего интервала пласта. Для этого пакер приводят в исходное положение и путем подачи колонны труб вниз пакер устанавливают в интервале следующего обрабатываемого пласта и после пакеровки цикл повторяют по описанной выше технологии и до тех пор, пока не обработают все интервалы пласта. При этом свабирование продолжают до ожидаемого дебита скважины согласно проекту, после чего сваб извлекают на поверхность и скважину продолжают эксплуатировать механизированным способом, например глубинными насосами.

Технико-экономическое преимущество предложения складывается из снижения затрат времени на обработку и увеличения дебита скважины вследствие повышения эффективности обработки.