Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины



Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины
Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины
Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины

 


Владельцы патента RU 2527434:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. На устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце. Спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины. На расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью. Причем в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта. При этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины. Пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины. Затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости. По окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент RU №231899, МПК E21B 43/27, опубл. в бюл. №7 от 10.03.2008 г.), включающий поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, в колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального не обсаженного ствола скважины с различными нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальными нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающими нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/ч при давлении на устье скважины 1-3 МПа.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный с привлечением двух колонн труб: колонны НКТ и безмуфтовой трубы колтюбинга;

- во-вторых, большая продолжительность технологического процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, обусловленная тем, что напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. На залежи битумов паровая камера имеет температуру свыше 100°C, что ускоряет процесс течения реакции кислотного раствора, поэтому время на проведение технологических операций по закачке кислотного раствора и технологическую выдержку на реакцию в горизонтальных скважинах, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом, снижается в разы;

- в-третьих, поинтервальная обработка не обеспечивает сплошную и равномерную обработку призабойной зоны горизонтальной скважины по всей протяженности фильтра горизонтальной скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент РФ №2278966, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2006 г., опубл. в бюл. №18), включающий поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты, при этом очередность обработки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб, при обработке очередного интервала ступенчато перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после закачки раствора кислоты в каждый обрабатываемый интервал закачивают водный раствор эмульгатора, закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м3/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, после чего проводят технологическую выдержку в течение 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большая продолжительность технологического процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, обусловленная применением колонны насосно-компрессорных труб и технологической выдержкой в течение 3 ч. На залежи битумов паровая камера имеет температуру свыше 100°C, что ускоряет процесс течения реакции кислотного раствора, поэтому время на проведение технологических операций по закачке кислотного раствора, а также технологической выдержки на реакцию в горизонтальных скважинах, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом, снижается в разы;

- во-вторых, закачка эмульгатора производится после закачки раствора кислоты с целью временной блокировки интервала закачки раствора кислоты, что ухудшает коллекторские свойства призабойной зоны горизонтальной скважины и снижает эффективность обработки призабойной зоны горизонтальной скважины;

- поинтервальная обработка не обеспечивает сплошную и равномерную обработку призабойной зоны горизонтальной скважины по всей протяженности фильтра горизонтальной скважины.

Технической задачей изобретения является сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа и повышение эффективности обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку раствора кислоты через колонну труб в призабойную зону от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после чего проводят технологическую выдержку.

Новым является то, что на устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце, спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины, причем на расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью, при этом в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта, при этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины, при этом пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости, далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

На фиг.1, 2, 3 схематично представлен способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.

Колонну труб 1 (см. фиг.1) на устье горизонтальной скважины 2 оснащают сначала клапаном 3. Клапан состоит из седла 4 и корпуса 5 с отверстиями 6. Отверстия 6 корпуса 5 изнутри герметично перекрыты седлом 4, зафиксированным относительно корпуса 5 срезным штифтом 7. Затем к клапану 3 присоединяют импульсный пульсатор жидкости 8 с насадкой 8'.

В качестве колонны труб 1 применяют безмуфтовую трубу колтюбинга (ТУ 14-3-1470-86) диаметром D=50,8 мм с толщиной стенки 3,0 мм производства АО ″Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности″ (″УралНИТИ″).

В качестве импульсного пульсатора жидкости 8 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2400615, МПК E21B 28/00, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г. или патенте на изобретение RU №2241825, МПК 8 E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.

Насадка 8' за счет отверстий, выполненных в ней, позволяет равномерно распределить поток жидкости по периметру горизонтальной скважины 2 в процессе закачки кислотного раствора.

Спускают колонну труб 1 до упора импульсного пульсатора жидкости 8 в забой 9 горизонтальной скважины 2.

С устья горизонтальной скважины 2 с помощью насосного агрегата 10, например марки ЦА-320, при открытых центральной 11 и межколонной 12 задвижках заполняют колонну труб 1 кислотным раствором, например, в качестве кислотного раствора применяют 8%-ную соляную кислоту, ингибированную с дозировкой 0,1% СНПХ-1004.

Производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа, например с расходом 2 л/с под давлением 15 МПа и одновременно перемещают колонны труб 1 со скоростью 50 м в минуту от забоя 9 к устью на длину фильтра 13 горизонтальной скважины 2. На расчетном расстоянии до достижения конечного интервала 15 фильтра 10 (близкого к устью) горизонтальной скважины 2 прекращают перемещение колонны труб 1 и закачку кислотного раствора.

Устанавливают пробку 14 в колонну труб 1 с устья горизонтальной скважины 2 и возобновляют перемещение колонны труб 1 со скоростью 50 м в минуту и продавливают пробку 14 закачкой технологической жидкости со скоростью 2 л/с в колонну труб 1.

В момент, когда импульсный пульсатор жидкости 8 переместится в конечный интервал 15 фильтра 10 (близкого к устью) горизонтальной скважины 2, пробка 14 садится на седло 4 клапана 3, при этом закачку технологической жидкости со скоростью 2 л/с в колонну труб 1 продолжают.

В результате возрастает гидравлическое давление в колонне труб 1 и происходит разрушение срезного штифта 7, например, при давлении 9,0 МПа, при этом седло 4 перемещается слева направо, и открываются отверстия 6 в корпусе 5 клапана 3, сообщающие внутреннее пространство 16 колонны труб 1 с межколонным пространством 17 горизонтальной скважины 2.

Вследствие применения импульсного пульсатора жидкости 8 осуществление способа упрощается и сокращается его продолжительность, а за счет применения клапана 3 сокращается количество спуско-подъемных операций, что приводит к снижению стоимости и продолжительности обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.

Пробка 11 герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости 8. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб 1 до упора импульсного пульсатора жидкости 3 в забой 9 горизонтальной скважины 2 (см. фиг.2). Затем через межколонную задвижку 12 обвязывают второй насосный агрегат 18 с межколонным пространством 17.

Далее поочередно в три цикла, то во внутреннее пространство 16 колонны труб 1 с помощью насосного агрегата 10 через открытую центральную задвижку 11, то в межколонное пространство 17 с помощью второго насосного агрегата 18 через межколонную задвижку 12 горизонтальной скважины 2 закачивают технологическую жидкость в объеме по 0,5 м3.

По окончании времени выдержки (1 ч) отсоединяют насосный агрегат 10 и обвязывают центральную задвижку 11 с желобной емкостью 19 (см. фиг.3), при этом всасывающую линию второго насосного агрегата 18 обвязывают с желобной емкостью 19 и вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме горизонтальной скважины 2.

Предлагаемый способ позволяет эффективно обработать призабойную зону горизонтальной скважины, пробуренную в залежи битумов и эксплуатирующуюся термическим методом за счет того, что закачка кислотного раствора на всем протяжении фильтра происходит в динамике, кроме того, в процессе технологической выдержки, которая составляет не более 1 ч, производится кислотное «полоскание», что позволяет вымыть выпавшие на фильтр в процессе эксплуатации отложение соли, накипь и прочие загрязнения, снижающие пропускную способность фильтра.

Достигается сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа за счет применения колонны гибких труб с одновременной закачкой кислотного раствора в процессе перемещения колонны труб.

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора кислоты от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну труб, при обработке очередного интервала перемещают конец колонны труб к обрабатываемому интервалу на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после чего проводят технологическую выдержку, отличающийся тем, что на устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце, спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины, причем на расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью, при этом в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта, при этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины, при этом пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости, далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение проницаемости и продуктивности в среднем на 42% с одновременным упрощением и удешевлением способа обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к системе питания наземного оборудования буровой скважины. Техническим результатом является повышение эффективности, гибкости и производительности системы питания наземного скважинного оборудования.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов с целью повышения безопасности работ в шахтах, а также для добычи метана из угольных пластов через скважины, пробуренные с поверхности или из горных выработок.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для освоения и восстановления дебита эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи добывающих скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на пласт.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способам возбуждения скважин. Техническим результатом является упрощение способа при повышении производительности.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при акустическом воздействии на продуктивные пласты для интенсификации добычи нефти, воды и других текучих сред из скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными глубинно-насосными установками.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальто-смоло-парафиновыми образованиями и мехпримесями.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для имплозионного воздействия на пласт. Устройство содержит трубчатый корпус с присоединительной резьбой, упор и толкатель. Кроме того, устройство содержит верхний и нижний пакерующие элементы, установленные по концам, штифты, камеру низкого давления и клапан. При этом верхний и нижний пакерующие элементы выполнены в виде бочкообразных манжет. Причем верхний пакерующий элемент расположен на наружной поверхности трубчатого корпуса, а нижний пакерующий элемент установлен на наружной поверхности толкателя, который выполнен заглушенным снизу и имеет возможность взаимодействия с забоем скважины. Упор оснащен радиальными отверстиями и телескопически снаружи размещен на наружных поверхностях трубчатого корпуса и толкателя с возможностью взаимодействия с верхним и нижним пакерующими элементами. Причем в исходном положении толкатель относительно упора зафиксирован нижним срезным штифтом, а трубчатый корпус относительно упора зафиксирован верхним срезным штифтом. При этом усилие разрушения верхнего срезного штифта выше усилия разрушения нижнего срезного штифта. Внутри трубчатого корпуса и толкателя телескопически установлена втулка. Выше втулки трубчатый корпус оснащен внутренней кольцевой выборкой. В исходном положении втулка снизу упирается в разрушаемый элемент, установленный в толкатель, и герметично разъединяет радиальные отверстия упора с камерой низкого давления. В рабочем положении радиальные отверстия упора имеют возможность гидравлического сообщения пласта с камерой низкого давления после воздействия внутренней кольцевой выборки трубчатого корпуса на верхний торец втулки с разрушением пальца и перемещения втулки вниз. Клапан установлен в верхней части трубчатого корпуса и выполнен сбивным. Техническим результатом является упрощение конструкции, повышение надежности работы устройства и повышение качества очистки пласта. 2 ил.
Наверх