СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕНОСНОГО КОЛЛЕКТОРА, УХУДШЕННЫХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
METHOD FOR RECOVERY OF FILTRATION AND CAPACITY PROPERTIES OF OIL-BEARING COLLECTOR HAVING DETERIORATED DURING WELL CONSTRUCTION COMPLETION

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания строительства скванины, а именно к способам вторичного вскрытия продуктивных пластов в среде, не загрязняющей пласт жидкости.
Известен способ заканчивания скважины (см. патент RU №2061837, 6 E21B 33/13, опубл. 10.06.1996 г.), включающий закачивание раствора, нейтрального к фильтрационным свойствам пласта, и вскрытие его с применением перфоратора взрывного действия, спуск эксплуатационной колонны, ее цементирование и вторичное вскрытие пласта после ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) (бесперфораторным способом, при этом в качестве раствора, нейтрального к фильтрационным свойствам пласта, применяют раствор следующего состава, мас.%
Полимер акрилового ряда
0,08-1,0
Карбонатный утяжилитель
0,8-30
Вода
остальное.
Известный способ обеспечивает получение положительного эффекта в части увеличения дебита пласта за счет улучшения проницаемости пласта. Однако его осуществление требует многократных спуско-подъемных операций, связанных с закачиванием раствора, в среде которого осуществляют перфорацию пласта, вызов геофизической партии для перфорации, спуск и подъем перфоратора, далее после цементирования" эксплуатационной колонны, следовательно, и ОЗЦ, спуск колонны труб для закачивания кислоты для вторичного вскрытия перфоратором с последующим ее извлечением из скважины.
Известен также состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта (см. патент RU №2133258, С09K 7/00, E21B 43/22, опубл. 20.07.1999 г.), содержащий в своем составе ингредиенты при следующем соотношении, мас.%:
Полиакриламид
003-0,0015
Неоногенное ПАВ
0,003-0,01
Реагент на основе перекисного соединения
0,1-0,3
Минерализованная солями калия или натрия вода
остальное.
Недостатком известного состава является его сложность приготовления в промышленных условиях из-за его многокомпонентности.
Известен также состав (см. патент RU №2139988, МПК 6 E21B 43/27, опубл. 20.10.1999 г.), используемый при перфорации продуктивных пластов в процессе вторичного вскрытия. Он содержит следующие ингредиенты при соотношении мас.%:
Фосфорная кислота
3-15
Фтористоводородная кислота или ее кислые соли
0,5-4
Ингибирующая соль
1-15
Органический растворитель
10-40
Вода
остальное.
Недостатком вышеупомянутого состава является многокомпонентность, сложность приготовления, требующего строгого соблюдения техники безопасности.
Вышеперечисленные недостатки аналогов устранены в известной жидкости для вторичного вскрытия пласта перфорацией (см. патент RU №2203407, 7 E21B 43/22, опубл. 27.04.2003 г.), содержащая следующие ингредиенты в соотношении, мас.%:
ПАВ
0,1-2
Фосфорная кислота
0,1-10
Углеводородный растворитель
0,1-7
Водный солевой раствор
остальное.
В описании к этому патенту приведен также и способ вторичного вскрытия перфорацией в среде этой жидкости, предусматривающий промывку ствола скважины после проведения геофизических исследований, закачивание в интервале продуктивного пласта этой заранее приготовленной жидкости с последующим вторичным вскрытием перфорацией.
Известный способ по своей технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.
К недостаткам прототипа можно отнести следующее. Способ для его осуществления требует приготовления раствора сложного состава в промысловых условиях, где часто из-за несоблюдения технологического режима работниками промыслов не достигается ожидаемый положительный эффект. Кроме того, из-за дефицитности некоторых компонентов приходится завозить их с дальних расстояний, требующих транспортных расходов, что приводит к удорожанию применяемого состава, следовательно, и самого способа вторичного вскрытия пласта.
Технический результат - получение повышенных результатов в востановлении фильтрационно-емкостных характеристик пласта с одновременным снижением материальных и денежных затрат, а также упрощение технологии приготовления раствора.
Технический результат достигается тем, что в способе восстановления фильтрационно-емкостных характеристик нефтеносного коллектора, ухудшенных при заканчивании строительства скважины, включающем проведение геофизических исследований, промывку ствола скважины, закачивание по колонне насосно-компрессорных труб в интервал продуктивного пласта водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ и растворителя, вторичное вскрытие продуктивного пласта буровым раствором в указанном интервале, в качестве указанного раствора используют водный раствор комплексного ПАВ с растворителем - Ойл-пласт 04 2-3%-ной концентрации, в который вводят пеногаситель ПЕНТА-463 в объемном соотношении Ойл-пласт 04: указанный пеногаситель 45:1 - 90:1, после закачивания указанного раствора его продавливают буровым раствором до гидростатически равновесного состояния, затем скважину оставляют на 12-15 часов в покое для пропитки.
Способ осуществляют в следующей последовательности. В скважину после крепления и проведения геофизических исследований спускают колонну насосно-компрессорных труб НКТ и ствол скважины промывают.
3
Далее приготавливают водный раствор комплексного ПАВ с растворителем, в качестве указанного ПАВ с растворителем выбран Ойл-пласт 04. Он выпускается промышленным способом по ТУ-2383-005-126396633-99 и представляет собой сочетание неионогенных, анионактавных и катионоактивных ПАВов, полярных растворителей, стабилизаторов, усилителей (бустеры), ингибиторов в виде жидкости светло-зеленого цвета, плотностью 1001-1015 кг/м, стабильность до 250°С. Он предназначен для использования нефтяниками как добавка к буровым растворам, в частности при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением.
В промысловых условиях водный раствор определенной концентрации Ойл-пласт 04 приготавливают непосредственно на буровой с использованием цементировочного агрегата ЦА - 320 М. Для этого в мерную емкость ЦА - 320 М набирают расчетную, например 2 части от общего объема, технической воды и при циркуляции воды по схеме «мерная емкость - насос - чанок - насос - мерная емкость» добавляют Ойл-пласт 04, добавляя небольшими, но равными порциями расчетного его количества. Для предотвращения пенообразования в процессе приготовления раствора в него вводят пеногаситель ПЕНТА - 463 в объемном соотношении. Ойл-пласт 04: указанный пеногаситель 45:1 - 90:1. Пеногаситель ПЕНТА - 463 изготавливается в соответствии с ТУ 2257-02940245042-2002 ООО «Пента-91», г.Москва.
3
Промысловыми исследованиями было установлено, что водный раствор Ойл-пласт 04 2-3%-ной объемной концентрации для использования его при вторичном вскрытии продуктивного пласта перфораторами является оптимальным. Добавлением его в количестве менее 2% не достигается ожидаемый положительный эффект, а добавление более 3% экономически не выгодно, увеличивается расход. Для промысловых испытаний было приготовлено 6 м указанного раствора, содержащего 180 литров Ойл-пласт 04, т.е. приготовили раствор 3%-ной концентрации, в который добавили 4 литра пеногасителя ПЕНТА-463, что в объемном соотношении Ойл-пласт 04: указанный пеногаситель составляет 45:1. После приготовления упомянутого выше раствора необходимого объема из расчета полного перекрытия интервала продуктивного пласта его закачивают по колонне труб, спущенной до забоя с использованием ЦА - 320 М, и продавливают его буровым раствором в призабойную зону продуктивного пласта до равновесного состояния.
Затем после извлечения колонны труб в скважину на кабеле опускают перфоратор, например перфоратор ПК-103, и вторично вскрывают пласт с запланированной плотностью, например 10 отверстий на 1 м толщины пласта в среде закаченного водного раствора Ойл-пласт 04. Далее в колонну под давлением до 2-3 МПА закачивают жидкость в объеме 100-150 л, не превышая давления на манометре ЦА - 320 М 4 МПа, предварительно герметизировав противовыбросное оборудование. При этом составляющие ингредиенты Ойл-пласт 04, интенсивно проникая в поры и трещины пласта, физико-химически воздействуя на капилляры, снижают энергетический уровень процессов разрыва связей «нефть-вода», в результате повышается приток нефти в скважину из пласта, увеличивается фазовая проницаемость по нефти, восстанавливаются фильтрационно-емкостные характеристики нефтяного коллектора, ухудшенные при вскрытии пласта бурением и креплении скважины. После вскрытия пласта скважину оставляют на 12-15 часов в покое для пропитки этим раствором, затем скважину осваивают снижением уровня жидкости в стволе скважины. После чего ее сдают в эксплуатацию.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем. Использование способа обеспечивает сокращение затрат времени на освоение и повышение дебита добывающей скважины.
Источники информации
1. Патент RU №2061837, 6 Е21В 33/13, БИ №16, 10.06.96 г.
2. Патент RU №2133258, 6 C09K 7/00, E21B 43/22, 20.07.1999 г.
3. Патент RU №2139988/6, Е21В 43/27, опубл. 20.10.1999 г.
4. Патент RU №2203407, 7 Е21В 43/22, опубл. 27.04.2003 г. (прототип).