Способ заканчивания скважины
WELL COMPLETION METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин.
Известен способ заканчивания скважины, согласно которому снабжают скважину обсадной колонной до кровли продуктивного пласта из обсаженной скважины. При этом в скважине определяют нефтенасыщенные пропластки. Расширяют открытый ствол скважины в зонах нефтенасыщенных пропластков и одновременно промывают нефтью. После этого обрабатывают расширенный ствол скважины гидроструйной подачей раствора кислоты через насадку для гидропескоструйной перфорации (Патент РФ №2182651, опубл. 20.05.2002).
Известен способ заканчивания скважины, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта, создание каверн и перемычек в интервале продуктивного пласта и в перемычках осуществление зондовой перфорации (патент РФ №2533783, опубл. 20.11.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, который предусматривает вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым полимерным раствором, цементирование колонны и перфорацию ее путем сверления на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м, 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. Для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум - разрежение, например, путем свабирования. При этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство (патент РФ №2423604, опубл. 10.07.2011 -прототип).
Общим недостатком известных способов является большая склонность к обводнению скважин при размещении скважин в продуктивных пластах малой толщины вблизи от водонасыщенного пласта, что связано с риском прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта.
В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины.
3
3
3
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование, согласно изобретению, при перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с, при обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа, а свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м за 45-60 минут на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% по массе (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08-0,12% по массе (масс.).
Сущность изобретения
Разработка ряда нефтяных залежей в карбонатных коллекторах осложнена малыми толщинами (менее 5 м) продуктивных пластов, отсутствием притока без проведения солянокислотной обработки и увеличения поверхности фильтрации жидкостей, а также близостью нижележащих водонасыщенных пластов. При заканчивании скважин в таких условиях при интенсификационных обработках, направленных на увеличение приемистости скважин, возникает опасность образования сообщения с нижележащим водонасыщенным пластом и обводнения скважины за счет прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта. В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины при проведении интенсификационных обработок. Задача решается следующим образом.
Вскрывают бурением продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, цементируют заколонное пространство, проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. В скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой. В качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08 - 0,12% (масс.).
В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества типа МЛ-81, МЛ-81Б, ТН-МС и т.п.
МЛ-81 выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С
МЛ-81 Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С
Моющий реагент ТН-МС выпускается по ТУ 20.59.42-005-13004554-2017. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета.
В качестве нейтрализатора сероводорода используют продукты НСТ, НСВУ-1, ТНХС-НС, СНПХ-1050, двуокись марганца и т.п.
Продукт нейтрализатор сероводорода НСТ выпускается по ТУ 2458-003-57242740-2006. Представляет собой жидкость от бесцветного до серого цвета, температура застывания -35°С.
НСВУ-1- нейтрализатор сероводорода универсальный выпускается по ТУ 2458-001-50801389-2006, представляет собой комплекс реагентов, которые при совместном контакте с водой обеспечивают генерацию пены и нейтрализацию газообразного и растворенного сероводорода. Компоненты нейтрализатора сероводорода НСВУ-1-поступают в виде цилиндров, порошка или гранул различных размеров, упакованных в оболочку из картона или бумаги, и поставляются в картонных коробках иди деревянных ящиках.
Нейтрализатор сероводорода ТНХС-НС, выпускается по ТУ2458-213-83459339-2010. Представляет собой жидкость без твердых примесей, от бесцветного до коричневого цвета.
СНПХ-1050 выпускается по ТУ 2458-256-05765670-2008. Представляет собой жидкость желтоватого цвета.
Двуокись марганца соответствует ГОСТ 4470-79. Представляет собой порошок черного цвета.
3
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия (как правило, два отверстия при каждом срабатывании перфоратора) намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м на 1 перфорационное отверстие при давлении 14-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с.
Далее проводят обработку околоскважинного пространства кислотой по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором. Проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины. Наиболее предпочтительным является режим, при котором продавку кислоты производят под давлением, начиная с 3 МПа. Увеличение давления закачки осуществляют ступенчато по 1 МПа с выдержкой во времени в режиме ванны 15-60 минут, не превышая при этом давления опрессовки колонны. При этом критерием успешности кислотной обработки является достижение приемистости 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Критерием прекращения кислотной обработки является увеличение приемистости более 1,5 л/с при давлении 3-5 МПа.
После реагирования кислоты в течение 2-4 часов скважину свабируют по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором..
Выполняют свабирование в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.
3
3
Интенсивный отбор производится при откачке технологической жидкости с объемом в 0,5 м за 20-30 минут, малоинтенсивный отбор - 0,5 м за 45-60 минут.
В результате удается обеспечить необходимую продуктивность скважины без риска обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта. Примеры конкретного выполнения
3
3
Пример 1. Бурят скважину стволом диаметром 156 мм карбонатном пласте. Продуктивный пласт расположен на глубине 1159-1168 м, толщина пласта 9 м. Ниже расположен водонасыщенный пласт. В скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Скважина заполнена водой плотностью 1 г/см. После схватывания и твердения цемента в скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой плотностью 1,16 г/см, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ.
В эксплуатационную колонну спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия марки ГМПП (гидромеханический прокалывающий перфоратор).
3
3
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале 1168-1159 м продуктивного пласта. Выполняют 46 проколов - отверстий. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,16 г/см, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ, в объеме 3 м на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,8 л/с.
3
3
3
3
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,57 м при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 6,33 м с подъемом давления до 6 и постепенном снижении на конечном этапе до 4,5 МПа с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л прокаченной кислоты. Продавливают соляную кислоту технической водой в объеме 4,6 м с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л. Проводят ожидание на реагирование кислоты в течение 2 часов. Скважина принимает при давлении 4 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с.
3
3
3
Проводят первый этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 3 м воды плотностью 1,13 г/см и газа. Всего отсвабировано 25 м. Наблюдают сильный газовый фактор.
3
Проводят второй этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 18 м густой эмульсии, нефти и газа.
3
Проводят третий этап свабирования с малоинтенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 4 м нефти с газом.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 12 т/сут. безводной нефти.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
3
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,15 г/см, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора сероводорода - НСВУ-1.
3
3
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,15 г/см, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора - НСВУ-1, в объеме 2,5 м на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,5 л/с.
3
3
3
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 4 м при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления до 1,5 МПа. Поднимают давление до 5 МПа скважина начинает принимать с расходом 0,6 л/с, продавливают при давлении 5 МПа 8 м соляной кислоты 24%-ной концентрации. Оставляют на реагирование на 3 часа.
Скважина принимает при давлении 5 МПа при постоянном расходе 0,6 л/с.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором и нефти и газа на третьем этапе.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 14 т/сут. безводной нефти.
Пример 3. Выполняют как пример 1.
3
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,14 г/см, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.
3
3
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте в объеме 3,5 мна 1 перфорационное отверстие при давлении 16 МПа с расходом 4 л/с технической водой плотностью 1,14 г/см, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.
3
3
3
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,5 м при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м за 1 час при давлении 5,6 МПа с ожиданием падения давления. Поднимают давление до 6 МПа, скважина начинает принимать с расходом 0,5 л/с, продавливают при давлении 6 МПа. После продавливания 3 м кислоты давление постепенно снижается до 3 МПа. Оставляют на реагирование на 3 часа.
Скважина принимает при давлении 3 МПа при постоянном расходе 0,9 л/с.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 13 т/сут. безводной нефти.
В результате удается добывать нефть без обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения риска обводнения скважины.