Способ заканчивания скважины


 


Владельцы патента RU 2541988:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Одновременно с циркуляцией раствора кислоты осуществляют подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт осуществляют со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри НКТ. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора ПАВ в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой. Промывают ствол скважины. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. При этом прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ. Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки скважины. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ №2205950, опублик. 10.06.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опублик. 20.08.2013 - прототип).

Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении, водородный показатель рН<4.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты с обеспечением реагирования всего объема кислоты с породой.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, согласно изобретению, предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь часть коллектора, а остальная часть блокирована от воздействия кислоты нефтяной фазой. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет удаления нефти с поверхности пор коллектора и обеспечения более полного воздействия кислоты на коллектор.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный не обсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт (до 2-3 раз). Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб.

Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Закрывают затрубную задвижку и продавливают раствор поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт.

В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют водный раствор концентрации, достаточной для отмывания нефти от породы. Как правило, такая концентрация равна 0,1% и более. В качестве поверхностно-активного вещества используют любое, способное отмывать нефть, например, МЛ-81Б, МЛ-72, ОП-7 и т.п.

Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину ориентировочно в течение 1-4 часа. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт.

Продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 2-4 часов. Проводят промывку ствола скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины. Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины, прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают, таким образом, кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.

В результате удается достичь дебита скважины, превышающего дебит скважины, полученный по известной технологии.

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб.

В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой затрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин.

Открывают затрубную задвижку и горизонтальный ствол скважины заполняют по гибкой безмуфтовой трубе водным раствором поверхностно-активного вещества - 0,1% водным раствором МЛ-81Б. При закрытой затрубной задвижке по гибкой безмуфтовой трубе выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину (в течение 2 часов), затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин.

Промывают скважину.

Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой.

По затрубному пространству прокачивают азот с отбором по колонне насосно-компрессорных труб до появления азота на устье скважины, используя один компрессор и две цистерны для вывоза отобранной при компрессировании жидкости. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Проводят глушение скважины. Поднимают из скважины оборудование. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и запускают скважину в работу.

В результате дебит скважины составил 23 м3/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям, составляли 17 м3/сут.

Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.

Способ заканчивания скважины, включающий прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных труб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение предназначено для восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации, с использованием гидрореагирующих металлов.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны в поглощающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления АНПД.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий спуск в скважину на колонне труб установленные последовательно снизу вверх гидроимпульсное устройство и струйный насос. Подают жидкостную среду в гидроимпульсное устройство и воздействуют этой средой на прискважинную зону продуктивного пласта с одновременной откачкой с помощью струйного насоса жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность. Дополнительно на колонне насосно-компрессорных труб перед гидроимпульсным устройством установлен глубинный манометр. Причем в качестве гидроимпульсного устройства используют ротационный гидравлический вибратор для создания гидромониторного и импульсно-кавитационного истечения вдоль интервала перфорации. Воздействие на структуры пласта с флюидом осуществляют путем возбуждения резонансных колебаний столба жидкости в скважине за счет совпадения частоты пульсаций ротационного гидравлического вибратора и собственной резонансной частоты обсадной колонны с флюидом, находящейся ниже ротационного гидравлического вибратора и являющейся резонатором типа «органная труба». Требуемую частоту колебаний f, Гц, определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности проводимых исследований и обработки прискважинной зоны пласта с совмещением воздействий гидромониторным эффектом на перфорационные отверстия или фильтры эксплуатационной колонны и импульсно-кавитационным истечением на структуру пласта с флюидом с контролем параметров обработки. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх