Способ эксплуатации горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Обеспечивает повышение продуктивности горизонтальной скважины. Сущность изобретения: в обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола. Циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины, а затем - технологический раствор в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте. При этом при закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором. Проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора. Осваивают скважину, а последующую эксплуатацию в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб. По межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закачивают в скважину и на забой легкую нефть. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины. Закачку нефти продолжают до полной замены жидкости глушения на нефть. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачивают 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу (патент РФ №2261991, опублик. 2005.10.10).

Известный способ не позволяет в достаточной степени увеличить продуктивность скважины и эксплуатировать скважину с высокой продуктивностью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации и проводки горизонтального ствола скважины в нефтяных пластах, согласно которому ведут эксплуатацию скважины до достижения нерентабельности, изолируют зону полного ухода бурового раствора, спускают с помощью установки колтюбинг длинномерные гибкие трубы с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции, вновь эксплуатируют скважину до достижения нерентабельности (патент РФ №2234597, опублик. 2004.08.20 - прототип).

Известный способ не позволяет эксплуатировать скважину с высокой продуктивностью.

В изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации горизонтальной скважины, включающем закачку через безмуфтовую трубу колтюбинга в скважину технологического раствора, освоение скважины и ее эксплуатацию, согласно изобретению в обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола, циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины, а затем технологический раствор в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте, при этом при закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором, проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора, осваивают скважину, а последующую эксплуатацию в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину.

Признаками изобретения являются:

1) закачка через безмуфтовую трубу колтюбинга в скважину технологического раствора;

2) освоение скважины;

3) эксплуатация скважины;

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

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

6) размещение конца трубы колтюбинга в конце необсаженного горизонтального ствола;

7) закачка циркуляцией в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкого гидрофильного раствора в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины;

8) закачка технологического раствора в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте;

9) при закачке технологического раствора подъем безмуфтовой трубы колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором;

10) проведение технологической выдержки для реагирования технологического раствора;

11) осваивание скважины;

12) проведение последующей эксплуатации в первые 10-15 сут при минимальных нагрузках на скважину.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации горизонтальной скважины неизбежно возникает необходимость интенсификации ее работы обработкой технологическим раствором, направленным на повышение продуктивности. Такими растворами могут быть кислотные разъедающие, разглинизирующие, гидрофобизирующие растворы и т.п. Однако при интенсификационных работах технологический раствор зачастую занимает лишь часть горизонтального ствола скважины, например нижнюю часть горизонтального ствола, часть горизонтального ствола в углублении и т.п. В результате происходит неравномерная обработка горизонтального ствола и разброс продуктивности по длине горизонтального ствола. По мимо прочего, это еще связано с тем, что применяемые технологические растворы, в основном, гидрофильны, тогда как коллектор и жидкости в продуктивном пласте преимущественно гидрофобны. Происходит отторжение технологического раствора в горизонтальном стволе скважины. Все это приводит к тому, что цели интенсификационной обработки не достигаются, а продуктивность скважины остается невысокой. В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины.

Задача решается следующим образом.

При эксплуатации горизонтальной скважины в обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб, а внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола скважины. Циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга вязкий или высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины. В качестве такого раствора могут быть использованы вязкие и высоковязкие водные растворы загустителей типа полимеров, производных целлюлозы, эмульсии с водной внешней фазой и т.п. После такой закачки конец горизонтального ствола скважины в полном объеме оказывается заполнен таким раствором, который не расслаивается и не оседает в обозримом времени. После этого через безмуфтовую трубу колтюбинга закачивают технологический раствор в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте. При этом при закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором. Происходит выдавливание технологическим раствором вязкого раствора вдоль по горизонтальному стволу с очисткой всего ствола и его стенок от гидрофобных материалов. Вязкий раствор выполняет роль как бы поршня, подготавливая поверхность горизонтального ствола к воздействию технологическим раствором. Одновременно из горизонтального ствола удаляют безмуфтовую трубу колтюбинга, чем предотвращают продавку технологического раствора вдоль безмуфтовой трубы колтюбинга. Проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора. Промывают скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга, осваивают скважину. Безмуфтовую трубу колтюбинга поднимают из скважины. Последующую эксплуатацию в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину, т.е. при минимальных дебитах или минимально возможной приемистости. Этим сохраняют достигнутый уровень продуктивности скважины.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую горизонтальную скважину с горизонтальным стволом длиной 150 м, проведенном в нефтенасыщенном карбонатном пласте. В обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола. Циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 30 м горизонтального ствола скважины, что составляет 0,2 его длины. В качестве высоковязкого гидрофильного раствора используют 5%-ный водный раствор полиакриламида. Затем закачивают технологический раствор - 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте (150 м). При закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором, проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора, осваивают скважину, а последующую эксплуатацию в первые 15 сут ведут при минимальном дебите скважины порядка 5 м³/сут. В результате дебит скважины возрос с 3-5 м³/сут до 15 м³/сут, тогда как по прототипу удается достичь дебита не более 8 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности горизонтальной скважины.

Способ эксплуатации горизонтальной скважины, включающий закачку через безмуфтовую трубу колтюбинга в скважину технологического раствора, освоение скважины и ее эксплуатацию, отличающийся тем, что в обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола, циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины, а затем - технологический раствор в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте, при этом при закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором, проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора, осваивают скважину, а последующую эксплуатацию в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину.