Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и предназначено для вторичного вскрытия продуктивных пластов. Технический результат - расширение области применения за счет возможности использования в слабосцементированных коллекторах и повышение эффективности за счет бесперфорационного вскрытия коллектора и снижения обводненности скважинной продукции. Сущность изобретения: способ включает цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с заглушками из кислоторастворимого материала, промывку скважины и закачку в интервал продуктивного пласта кислоты, освоение скважины. Согласно изобретению корпус устанавливают на насосно-компрессорных трубах при помощи автосцепа. Корпус имеет центраторы и упоры. Между свободным концом корпуса и забоем скважины оставляют зазор, достаточный для размещения пробок. Перед цементированием горизонтального ствола скважины его промывают высокократной пеной с частицами магния 5-10%-тов объема, в количестве, равном двум объемам горизонтального ствола. После этого цементируют горизонтальный ствол скважины тампонажным составом с заданными фильтрационными свойствами на основе полиуретанового гидрофильного предполимера, подаваемым в объеме, равном объему цементируемого интервала. Для этого приподнимают насосно-компрессорные трубы и отсоединяют их от корпуса, подают в насосно-компрессорные трубы тампонажный состав и соляную кислоту, отделяемые от скважинного флюида и друг от друга кислотостойкими пробками с одновременным вытеснением скважинного флюида по зазору между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины. Подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа насосно-компрессорных труб. После этого насосно-компрессорные трубы соединяют с корпусом и продолжают подачу до скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу пробки и упоров корпуса. После выдержки осваивают скважину. При необходимости солянокислотную обработку повторяют. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и предназначено для вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Известен способ освоения нефтяной скважины (патент РФ № 2108447, МПК Е21В 43/00, опубл. 1998.04.10). В отверстия фильтра вставляют стаканы с вязкопластичным веществом. Колонну обсадных труб с фильтром опускают в скважину. Скважину цементируют выше фильтра. После схватывания цементного раствора в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой. Скважину промывают. Срезают воронкой концы стаканов. Скважину промывают вторично. Разгерметизируют продуктивный пласт и одновременно с этим пускают скважину в работу. Недостатком данного способа является его узкая область применения, связанная с невозможностью использования в слабосцементированных коллекторах, и низкая эффективность, связанная с разрушением коллектора и высокой обводненностью скважинной продукции.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивного пласта, принятый за прототип (а.с. СССР № 1614561, МПК Е21В 43/11, опубл. 1996.01.20). Перед спуском корпуса в скважину снаружи отверстий устанавливают обратные клапаны, а отверстия перекрывают заглушками из кислоторазрушаемого материала. Корпус с заглушками размещают напротив продуктивного пласта и водоносного пласта. Затем проводят цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб. Промывают скважину водой и закачивают в интервал продуктивного пласта и водоносного пласта кислоту. Разрушают цементное кольцо напротив вскрытых отверстий и одновременно в обоих интервалах пластов. Затем закачивают кислоту в пласты. После разрушения кислоторазрушаемого элемента производят изоляцию водоносного пласта. Затем осваивают продуктивный пласт после изоляции водоносного пласта. Недостатком данного способа является его узкая область применения, связанная с невозможностью использования в слабосцементированных коллекторах, и низкая эффективность, связанная с разрушением коллектора и высокой обводненностью скважинной продукции.

Техническим результатом изобретения является расширение области применения за счет возможности использования в слабосцементированных коллекторах и повышение эффективности за счет бесперфорационного вскрытия коллектора и снижения обводненности скважинной продукции.

Технический результат достигается тем, что в способе вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающем цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с заглушками из кислоторастворимого материала, промывку скважины и закачку в интервал продуктивного пласта кислоты, освоение скважины, согласно изобретению корпус устанавливают на насосно-компрессорных трубах при помощи автосцепа, корпус имеет центраторы и упоры, причем между свободным концом корпуса и забоем скважины оставляют зазор, достаточный для размещения пробок, перед цементированием горизонтального ствола скважины его промывают высокократной пеной с частицами магния 5-10%-тов объема, в количестве, равном двум объемам горизонтального ствола, после чего цементируют горизонтальный ствол скважины тампонажным составом с заданными фильтрационными свойствами на основе полиуретанового гидрофильного предполимера, подаваемого в объеме, равном объему цементируемого интервала, для чего приподнимают насосно-компрессорные трубы и отсоединяют их от корпуса, подают в насосно-компрессорные трубы тампонажный состав и соляную кислоту, отделяемые от скважинного флюида и друг от друга кислотостойкими пробками с одновременным вытеснением скважинного флюида по зазору между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины, подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа насосно-компрессорных труб, после чего насосно-компрессорные трубы соединяют с корпусом и продолжают подачу до скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу пробки и упоров корпуса, после выдержки осваивают скважину, при необходимости, солянокислотную обработку повторяют.

Применение предлагаемого способа позволит расширить область применения за счет возможности использования в слабосцементированных коллекторах и повысить эффективность за счет бесперфорационного вскрытия коллектора и снижения обводненности скважинной продукции.

Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта поясняется чертежом, на котором показана общая принципиальная схема конструкции скважины, где:

1 - горизонтальный ствол направленно-горизонтальной скважины;

2 - скважинный фильтр из тампонажного состава на основе полиуретанового гидрофильного предполимера;

3 - цементное кольцо;

4 - колонна насосно-компрессорных труб;

5 - автосцеп, соединяющий колонну насосно-компрессорных труб 4 с корпусом 6 с заглушками 7 из кислоторастворимого материала;

6 - корпус с центраторами 8 и заглушками 7 из кислоторастворимого материала;

7 - заглушки из кислоторастворимого материала;

8 - центраторы корпуса 6;

9 - зазор между корпусом 6 и забоем скважины;

10 - упоры корпуса 6.

Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта осуществляют следующим образом. Перед началом разработки месторождения бурят вертикальную скважину до отметки врезки бокового ствола и цементируют ее с образованием цементного кольца 3. После затвердевания цемента бурят горизонтальный ствол 1. Затем на колонне насосно-компрессорных труб 4 опускают корпус 6 с центраторами 8, упорами 10 и заглушками 7 из кислоторастворимого материала. Корпус 6 соединяют с колонной насосно-компрессорных труб 4 при помощи автосцепа 5, необходимого для осуществления операций по дистанционной сцепке и расцепке. При установке корпуса 6 между ним и забоем скважины оставляют зазор 10, достаточный для размещения всех пробок, необходимых для отделения подаваемых на горизонтальный ствол 1 реагентов от скважинных флюидов (условно не показаны). Перед цементированием горизонтального ствола 1 производят его промывку высокократной пеной в объеме, равном двум объемам горизонтального ствола 1. Пена содержит частицы магния в объеме 5-10%-тов объема пены. Использование высокократной пены в указанном выше объеме позволит достаточно эффективно очистить ствол скважины от шлама. В свою очередь порошок (частицы) магния необходимы для кольматации стенок скважины и предотвращения взаимодействия тампонажного состава с агрессивной пластовой средой в момент подачи (цементирования) и твердения состава. Содержание частиц магния в размере 5-10% от объема пены позволяет осуществлять достаточно эффективную кольматацию, подача в меньшем объеме не приведет к необходимому результату, подача в большем объеме не улучшит качество кольматации. Высокократную пену с частицами магния нагнетают по внутреннему пространству колонны 4 насосно-компрессорных труб с одновременным вытеснением ее совместно со скважинным флюидом по зазору между стенками скважины и колонной насосно-компрессорных труб 4.

Пены - дисперсные системы с газовой дисперсной фазой и жидкой или твердой дисперсионной средой. Пены обычно являются сравнительно грубодисперсными высококонцентрированными системами (разбавленые системы типа газ-жидкость называют газовыми эмульсиями). Объемное содержание дисперсионной среды обычно характеризуют кратностью. Кратность пены характеризуется величиной, равной отношению объема пены к объему раствора, содержащегося в пене (фактически кратность пены β - отношение объема пены V_см к объему раствора V_ж из которого она образована: β=V_см/V_ж(V_г+V_ж)/V_ж, где V_г - объем газа). В зависимости от величины кратности получаемую из пенообразователей пену подразделяют на: пену низкой кратности (не более 20); пену средней кратности (от 20 до 200); пену высокой кратности (более 200).

Кратность пен оценивают методами взвешивания, электропроводности Кларка и радиоактивным на установке, состоящей из источника радиоактивного излучения (цезий-137) и счетчика (сцинциллятора). Кратность пены зависит от давления среды, поэтому для каждого случая осуществления предлагаемого способа необходимо принимать пену высокой кратности для соответствующего рабочего давления.

Затем горизонтальный ствол 1 скважины цементируют тампонажным составом на основе полиуретанового гидрофильного предполимера с заданными фильтрационными свойствами (патент РФ№2258798). Фильтрационные свойства подбирают в соответствии со свойствами слабосцементированного коллектора. В качестве вяжущего тампонажный состав содержит полиуретановый гидрофильный предполимер, в качестве структурообразователя он содержит поваренную соль, не содержащую гидратной воды, а в качестве добавки состав содержит песок, при следующем соотношении, мас.%:

Полиуретановый гидрофильный предполимер	7-15;
Поваренная соль	18-48;
Песок	24-55;
Вода	остальное.

Каждый нефтяной коллектор обладает определенными свойствами по проницаемости и прочности. При вскрытии коллектора скважиной эти свойства в значительной степени изменяются, что зачастую приводит к снижению устойчивости коллектора и уменьшению его проницаемости. Создание скважинных фильтров со свойствами по проницаемости и прочности, близкими к свойствам коллектора, позволит повысить нефтеотдачу коллектора за счет сохранения большинства свойств пласта (в основном, по проницаемости). Полиуретановый гидрофильный предполимер имеет способность отверждаться при добавлении воды, поэтому доставку на забой скважины производят в герметичных пакетах. Указанные массовые соотношения входят в интервал наиболее эффективного использования состава (см. таблицу). При использовании состава для крепления коллектора и заполнения каркаса фильтра в скважине вне указанных интервалов наблюдается либо пониженная прочность получаемого фильтра, либо его недостаточная проницаемость. Использование в качестве вяжущего полиуретанового гидрофильного предполимера позволит формировать фильтр с гидрофильными свойствами и тем самым повысить эффективность добычи нефти. В качестве структрурообразователя используют поваренную соль, не содержащую гидратной воды (перед использованием соль на поверхности прокаливают). Поваренная соль растворяется при промывке пресной водой и создает проницаемые каналы в каркасе фильтра. Чрезмерное добавление поваренной соли приводит к понижению прочности каркаса фильтра. В качестве добавки используют песок, позволяющий повысить прочность каркаса фильтра.

Таблица
Состав для крепления коллектора, мас.%	Коэффициент водопроницаемости К, м/сут	Прочность при 10% деформации, МПа
Полиуретановый гидрофильный предполимер	Пова-рен-ная соль	Песок	Вода
17	16	22	45	2,5	1,1
15	38	31	15	8,81	0,96
12	48	24	16	25,92	0,43
7	40	33	20	16,22	0,41
9	18	55	18	3,58	0,5
6	42	30	22	30,43	0,35

Состав для крепления коллектора и заполнения каркаса фильтра в скважине приготавливают следующим образом: смешивают в сухом виде в необходимых пропорциях, мас.%:

Полиуретановый гидрофильный предполимер	7-15;
Поваренная соль	18-48;
Песок	24-55.

Затем при постоянном перемешивании добавляют необходимое количество воды.

Состав на основе полиуретанового гидрофильного предполимера подают в зазор между стенкой скважины и корпусом 6 с центраторами 8. Центраторы 8 предназначены для центровки корпуса 6 относительно горизонтального ствола 1 скважины и последующего создания скважинного фильтра со стенками одинаковой толщины и проницаемости. При цементировании горизонтального ствола 1 в скважину подают состав на основе полиуретанового гидрофильного предполимера в объеме, равном объему цементируемого интервала, для создания скважинного фильтра. Для этого приподнимают колонну 4 насосно-компрессорных труб и отсоединяют их от корпуса 6. В колонну 4 насосно-компрессорных труб устанавливают пробку, отделяющую тампонажный состав от скважинного флюида (условно не показана), затем подают тампонажный состав, устанавливают следующую кислотостойкую пробку. Кислотостойкие пробки могут быть выполнены из кислотоупорных материалов (кислотостойких материалов) - металлических и неметаллических материалов, стойких против разрушающего действия кислот. Среди металлических кислотоупорных материалов наиболее широкое применение находят деформированные и литейные высоколегированные стали, сплавы на основе Ni, Сu и Аl, чистые металлы: Ni, Al, Сu и Рb. Перспективно применение Ti и сплавов на его основе. Для особо ответственных конструкций используют Zr, Та, Nb и их сплавы. При выборе металлических кислотоупорных материалов учитывают окислительно-восстановительные свойства среды (окислительно-восстановительный потенциал), а также природу анионов, концентрацию и температуру кислот. В окислительных средах успешно применяются материалы, на поверхности которых при воздействии агрессивной среды образуется пленка химического соединения с высокими защитными свойствами (нержавеющие стали, нихромы, Al и сплавы на его основе, Ti, высокохромистые и высококремнистые чугуны). В сильноокислительных средах возникает перепассивация многих нержавеющих сталей и никелевых сплавов. В восстановительных средах применяют металлические материалы, имеющие высокую термодинамическую устойчивость: Сu; Ni; никелевые сплавы, содержащие Мо (хастелои) или Сu (монель-металлы); титановые сплавы, легированные Мо. В слабоокислительных и слабовосстановительных средах применяют сложные по химическому составу стали и сплавы, легированные металлами, повышающими их пассивируемость и термодинамическую устойчивость: высоколегированные Ni, Мо и Сu нержавеющие стали, никелевые сплавы с добавками Сr, Мо и W, Ti с небольшим количеством Pd и др. Неметаллические кислотоупорные материалы подразделяют на органические и неорганические. Среди органических кислотоупорных материалов все возрастающее применение находят полимерные материалы: фаолит, поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, поликарбонат, фторопласты и др. Фторопласты отличаются наибольшей химической стойкостью, они не разрушаются даже в сильноокислительных средах. Из указанных материалов изготавливаются листы, трубы, прутки, фасонные изделия. Многие из них хорошо свариваются, склеиваются, армируются стеклянным волокном. В качестве теплопроводящего кислотоупорного материала применяют графит, в том числе пропитанный различными смолами. К неорганическим кислотоупорным материалам относятся: кислотоупорная керамика, каменное литье, силикатные и кварцевые стекла, ситаллы, асбест, фарфор, кислотоупорные эмали, замазки, бетон и цемент. Подают соляную кислоту, отделяемую от скважинного флюида следующей пробкой, и продавливают тампонажный состав и соляную кислоту по колонне 4 насосно-компрессорных труб. Одновременно с подачей происходит вытеснение воды (скважинного флюида) по зазору между колонной 4 насосно-компрессорных и труб и стенками скважины. При необходимости используют насосно-компрессорные трубы 4 меньшего диаметра. Подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа колонны 4 насосно-компрессорных труб. Затем колонну 4 насосно-компрессорных труб соединяют с корпусом 6 при помощи автосцепа 5 и продолжают подачу до второго скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу установки пробки (условно не показана), отделяющей тампонажный состав от кислоты, и упоров 10 корпуса 6. После выдержки, необходимой для растворения заглушек 7 из кислоторастворимого материала и частиц магния, кольматирующих коллектор, а также твердения тампонажного раствора, осваивают скважину свабированием либо другими известным способом, основанным на понижении гидростатического давления в скважине. Время растворения заглушек 7 принимают равным времени твердения тампонажного состава на основе полиуретанового гидрофильного предполимера. В результате получают скважинный фильтр 2 из тампонажного состава на основе полиуретанового гидрофильного предполимера с заданными фильтрационными свойствами. При необходимости, в случае отсутствия созданного канала гидродинамической связи с коллектором, солянокислотную обработку повторяют.

Применение данного способа вторичного вскрытия продуктивного пласта обеспечивает следующие преимущества:

- расширение области применения за счет возможности использования на слабосцементированных коллекторах;

- бесперфорационное вскрытие коллектора;

- повышение эффективности за счет снижения обводненности продукции.

Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающий цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с заглушками из кислоторастворимого материала, промывку скважины и закачку в интервал продуктивного пласта кислоты, освоение скважины, отличающийся тем, что корпус устанавливают на насосно-компрессорных трубах при помощи автосцепа, корпус имеет центраторы и упоры, причем между свободным концом корпуса и забоем скважины оставляют зазор, достаточный для размещения пробок, перед цементированием горизонтального ствола скважины его промывают высокократной пеной с частицами магния 5-10 об.% в количестве, равном двум объемам горизонтального ствола, после чего цементируют горизонтальный ствол скважины тампонажным составом с заданными фильтрационными свойствами на основе полиуретанового гидрофильного предполимера, подаваемым в объеме, равном объему цементируемого интервала, для чего приподнимают насосно-компрессорные трубы и отсоединяют их от корпуса, подают в насосно-компрессорные трубы тампонажный состав и соляную кислоту, отделяемые от скважинного флюида и друг от друга кислотостойким пробками с одновременным вытеснением скважинного флюида по зазору между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины, подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа насосно-компрессорных труб, после чего насосно-компрессорные трубы соединяют с корпусом и продолжают подачу до скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу пробки и упоров корпуса, после выдержки осваивают скважину, при необходимости, солянокислотную обработку повторяют.