СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF PAYABLE CARBONATE BED

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу обработки призабойной зоны (ОПЗ) продуктивного карбонатного пласта порово-трещиноватого типа с целью восстановления коллекторских характеристик пласта или повышения приемистости пласта в нагнетательных скважинах.
Известен способ обработки пласта с целью повышения эффективности обработки и увеличения добывных возможностей пласта (см. РД-39-0147585-020 ВНИИ-86 «Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважины на основе гетерогенных жидкостей и гидродинамических эффектов»).
Способ предусматривает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с устройством для создания гидроимпульсов в интервале продуктивного пласта и закачку через них в пласт кислоты или других обрабатывающих жидкостей с производительностью, с которой принимает пласт, одновременно создавая устройством гидроимпульсы (гидроудары).
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность в силу технологических особенностей, т.е. обработка ведется не в оптимальном режиме. Объясняется это тем, что в процессе продавливания в пласт кислоты частота и амплитуда создаваемых гидроимпульсов, а также создаваемое давление скважина-пласт не контролируются, т.е. обработка ведется бесконтрольно.
Известен также способ обработки продуктивного карбонатного пласта (см. патент RU №22005950, 7Е21В 43/27, опубл. в БИ №16, 10.06.2003 г.), включающий спуск колонны НКТ в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу продуктивного пласта. При этом перед спуском колонны труб башмак колонны оборудуют устройством с гидромониторными насадками, раздельно расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия поверхностно-активного вещества (ПАВ), которым выполняют гидропескоструйные воздействия на пласт. Чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.
Недостатком способа является сложность технологии обработки, требует наличия песка определенной фракции, а необходимость вымывания из скважины после завершения операции обработки требует дополнительных спуско-подъемных операций в случае использования песка крупной фракции.
Известен способ заканчивания скважины (см. описание к А.С. №1696674, Е21В 33/13, опубл. в БИ №45, 07.12.1991 г.), предусматривающий кислотную обработку ПЗП. Способ включает следующие технологические операции:
1) Вскрытие продуктивного пласта буровым раствором с высокой водоотдачей, содержащей в своем составе химически разрушаемый наполнитель.
2) Образование химически разрушаемой глинистой корки в интервале продуктивного пласта путем циркуляции бурового раствора.
3) Цементирование скважины и перфорация.
4) Спуск колонны труб с пакером.
5) Разобщение верхних перфорационных каналов от нижних.
6) Удаление глинистой корки путем химического разрушения циркуляцией водного раствора ПАВ в заколонном пространстве через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора в межтрубной пространство через верхние отверстия.
7) Продавливание в пласт кислоты и циркуляция ее в заколонном пространстве.
Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.
Недостатками способа являются сложность технологии, большие затраты времени и низкая эффективность.
Технической задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым раствором, цементирование колонны и перфорацию ее, 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.
Новым является то, что для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум (разрежение), при этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство, вакуум в призабойной зоне под пакером создают путем свабирования, при этом вскрытие бурением продуктивного пласта осуществляют с промывкой безглинистым полимерным раствором, а перфорацию скважины осуществляют сверлением на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м.
Патентные исследования по определению технического уровня и на соответствие критерию «новизна» проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью 20 лет. Результаты патентных исследований показали отсутствие аналогичных технических решений, обладающих такой совокупностью существенных признаков, как у заявляемого объекта, не обнаружены. Следовательно, по нашему мнению, предложение авторов обладает новизной.
На приведенной фиг.1 изображена обсаженная скважина, где видны перфорационные отверстия и каналы, выполненные сверлением, и спущенная дополнительная колонна труб с пакером в нижней части, и сваб, спущенный по дополнительной колонне труб, в продольном разрезе. На фиг.2 - вид на А (увеличенно), в разрезе по фиг.1.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
В скважину 1, пробуренную до проектной глубины с вскрытием продуктивного карбонатного пласта 2 промывкой полимерным буровым раствором, спускают колонну обсадных труб 3 и цементируют по традиционной технологии с использованием цементировочных агрегатов типа ЦА 320М и по окончании ожидания затвердевания цемента 4 (ОЗЦ) осуществляют перфорацию сверлением на большую глубину до 3-х метров и более. Вскрытие продуктивного пласта с использованием безглинистого полимерного бурового раствора позволяет исключить образования проницаемой фильтрационной корки, образуемой при использовании глиномелового бурового раствора, предусмотренного в прототипе, что позволяет исключить операцию по удалению фильтрационной корки. В качестве безглинистого бурового раствора можно использовать состав, приведенный в регламенте на заканчивание скважин (см. РД 39-0147585-232-01, г.Бугульма, 2001 г., разработанный институтом «ТатНИПИнефть», стр.13). Указанный безглинистый буровой раствор содержит в мас.%:
Полиакриламид (ПАА) - 2-3.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 2-5.
Кальцинированная сода - 3-5.
Крахмал - 3.
Вода техническая - остальное.
Ниже приведены значения технологических параметров полимерного раствора.
3
Плотность, г/см - 1,00.
Условная вязкость, с - 23-25.
Пластическая вязкость, МПа·с - 17-25.
Динамическое напряжение сдвига, дПа - 5-20.
Статическое напряжение сдвига, дПа
через 1 мин - 1-2
через 10 мин - 5-6
3
Показатель фильтрации, см/30 мин - 5-6
Водородный показатель, pH - 8-9
Толщина полимерной корки, мм - 0,5
Удельное электрическое сопротивление, Ом·м. - 1-3
В качестве устройства для сверления можно использовать техническое решение по патенту РФ №2182961, 7Е21В 43/114, опубл. в БИ №15, 2002 г., спускаемое на электрическом кабеле. Оно содержит корпус, внутри которого размещены двигатель, редуктор, а также механизм прижатия устройства к стенке скважины, узел подачи бура, узел поворота бура и кассета для размещения патрубков бура.
3
По окончании операции сверления в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб 5 (НКТ) с пакером 6 и по трубному пространству 7 закачивают необходимый объем раствора 20% концентрации соляной кислоты 8 из расчета 1-2 м на каждый метр толщины обрабатываемого продуктивного пласта. Далее этим же пакером разобщают верхние перфорационные отверстия 9 от нижнего отверстия 10. Операцию обработки пласта начинают с верхнего интервала, как это изображено на прилагаемом чертеже, повышая давление над пакером, нагнетая жидкость насосным агрегатом в межтрубное пространство. Под действием давления кислота через верхние перфорационные отверстия 9, попадая в просверленные каналы 11 в породе, начинает проникать в поры пласта, вступая одновременно в реакцию с карбонатами пласта и тем самым увеличивая его проницаемость. При этом одновременно запускают в работу установку для свабирования (установка не изображена), в качестве которой можно использовать техническое решение по патенту РФ №2264534, содержащее мачту, выполненную из сварных трубчатых конструкций, к стойкам которой закреплены основания - верхнее и нижнее с направляющими роликами, нижнее из которых может присоединяться к колонному фланцу скважины с помощью болтового соединения. Упомянутый нижний ролик установлен с возможностью ориентации относительно барабана с канатом лебедки, имеющей в своем составе редуктор и электродвигатель. При перемещении сваба 12 вверх под ним создается вакуум (разрежение), что способствует ускорению циркуляции кислоты в заколонном пространстве. Отработанная кислота вместе с продуктами реакции, а также водонефтяная эмульсия через нижние перфорационные каналы выносятся в скважину и далее оттуда свабом - на поверхность.
При снижении концентрации кислоты в 2-3 раза циркуляцию ее прекращают и приступают к обработке нижележащего интервала пласта. Для этого пакер приводят в исходное положение и путем подачи колонны труб вниз пакер устанавливают в интервале следующего обрабатываемого пласта и после пакеровки цикл повторяют по описанной выше технологии и до тех пор, пока не обработают все интервалы пласта. При этом свабирование продолжают до ожидаемого дебита скважины согласно проекту, после чего сваб извлекают на поверхность и скважину продолжают эксплуатировать механизированным способом, например глубинными насосами.
Технико-экономическое преимущество предложения складывается из снижения затрат времени на обработку и увеличения дебита скважины вследствие повышения эффективности обработки.