СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR HORIZONTAL WELL OPERATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с горизонтальным или субгоризонтальным стволом.
Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин, в соответствии с которым извлекают из скважины насосное оборудование, спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, закачивают через НКТ водоизоляционный раствор с твердеющими свойствами. Напротив интервалов водопроявляющих пластов образуют непроницаемую корку, для чего в качестве водоизоляционного раствора используют цементный раствор, модифицированный поливинилацетатным реагентом в количестве 0,25-0,5% по массе к массе цемента, с объемом, обеспечивающим заполнение затрубного пространства необсаженного горизонтального участка через колонну НКТ, спущенную до забоя горизонтального участка ствола скважины, и выдержкой в течение 2-3 часов с последующим его вымыванием из затрубного пространства прямой или обратной циркуляцией после начала схватывания цемента (Патент РФ №2273722, опубл. 10.04.2006).
Способ не обеспечивает надежной изоляции водопритоков.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск колонны труб, закачку высоковязкой гидрофобной жидкости в интервал водопритока пласта (Патент РФ №2114990, опубл. 10.07.1998 - прототип).
Данный способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе имеет ряд недостатков, в частности его эффективность полностью зависит от точного инструментального предварительного определения интервала водопритока, что является серьезной технической проблемой; его эффективность снижается при наличии двух и более интервалов водопритока по длине горизонтального ствола; необходимость спуска в скважину и установки дорогостоящего металлического профильного перекрывателя (после закачки в пласт гидрофобной высоковязкой жидкости) существенно снижает технологичность и повышает стоимость всей операции.
Технической задачей, решаемой в изобретении, является повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации горизонтальной скважины, включающем эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции, спуск колонны труб, закачку изолирующего материала в интервал водопритока пласта, согласно изобретению после спуска колонны труб в горизонтальную часть скважины заполняют затрубное пространство цементным раствором, проводят продавку цементного раствора в околоскважинную зону через колонну труб, прекращают продавку при выравнивании давлений в колонне труб и затрубье, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, очищают колонну труб от остатков цемента, проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов, прекращают технологическую выдержку после стабилизации показаний импульсного генератора нейтронов, по показаниям импульсного генератора нейтронов определяют нефтенасыщенные интервалы горизонтального ствола, перфорируют нефтенасыщенные интервалы от дальнего конца горизонтального ствола к устью, ведут отбор нефти до обводнения интервала, проводят изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти.
Сущность изобретения
При обводнении нефтедобывающей скважины с горизонтальным стволом возникают трудности поиска и изоляции зон водопритоков. В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации горизонтальной нефтедобывающей скважины проводят эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Останавливают скважину. Поднимают подземное оборудование. Спускают в горизонтальный необсаженный ствол скважины колонну труб до дальнего конца скважины и закачивают по колонне труб при открытой межтрубной задвижке на устье скважины цементный раствор до заполнения затрубного пространства горизонтальной части скважины. Закрывают межтрубную задвижку и проводят продавку цементного раствора в околоскважинную зону через колонну труб. Прекращают продавку при выравнивании давлений в колонне труб и затрубье, что свидетельствует о заполнении высокопроницаемой обводненной части призабойной зоны цементным раствором. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, Очищают колонну труб от остатков цемента разбуриванием внутреннего пространства колонны труб и вымыванием разбуренного цемента. Проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов. Прекращают технологическую выдержку после стабилизации показаний импульсного генератора нейтронов. Технологическая выдержка необходима для расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора в околоскважинное пространство коллектора. Опыт показывает, что для расформирования зоны проникновения для терригенных коллекторов необходимым временем является период около 3 месяцев, а для карбонатных коллекторов - 6 месяцев. По показаниям импульсного генератора нейтронов определяют нефтенасыщенные и обводненные интервалы горизонтального ствола. Перфорируют нефтенасыщенный интервал у дальнего конца горизонтального ствола. Ведут отбор нефти до обводнения интервала. Проводят изоляцию обводнившегося интервала постановкой цементного моста в скважине. Перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал от установленного цементного моста, отбирают нефть до обводнения интервала. Изолируют интервал постановкой цементного моста. Цикл перфорации нефтенасыщенного интервала от установленного цементного моста, отбора нефти до обводнения и постановки цементного моста продолжают до выработки запасов нефти.
Для оценки характера насыщенности коллекторов продуктивных горизонтов в обсаженных скважин могут быть использованы нейтронные методы. Наиболее эффективными из нейтронных методов являются импульсные, основные модификации которых подразделяются на импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ), импульсный нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ИННМ) и импульсный нейтронный спектрометрический гамма-метод (так называемый С/О - каротаж). Доставку геофизического прибора в интервал горизонтальной части скважины производят на жестком геофизическом кабеле либо с помощью скважинных тракторов.
В результате работ наблюдается повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины. Добываемая продукция в каждом нефтенасыщенном интервале имеет безводный период эксплуатации, чего не наблюдается при применении известных способов. Повышается надежность блокирующего эффекта водопритоков за счет цементирования затрубного пространства в интервале горизонтального ствола. Проведение исследований с применением импульсного генератора нейтронов позволяет выявить нефтенасыщенные зоны и провести регулируемое направленное воздействие на интервалы водопритока пласта перфорированием интервалов и отбором нефти.
Пример конкретного выполнения
3
Эксплуатируют горизонтальную нефтедобывающую скважину с обсаженной вертикальной частью и необсаженным горизонтальным стволом длиной 140 м в карбонатном нефтенасыщенном пласте турнейского возраста на глубинах от 1310 до 1450 м. Диаметр горизонтального ствола составляет 144 мм. Из скважины ведут отбор нефти с дебитом 15 м/сут в течение 3 лет до 99% обводнения добываемой продукции. Останавливают добычу, поднимают из скважины глубинное оборудование, спускают в горизонтальный ствол на насосно-компрессорных трубах (НКТ) летучку из колонны труб диаметром 114 мм в интервал 1240-1450 м. Летучка в верхней части снабжена левым переводником и обратным клапаном. Готовят расчетное количество цементного раствора и закачивают в колонну НКТ. Далее цементный раствор продавливают за летучку расчетным объемом продавочной жидкости. Последнюю порцию продавочной жидкости (около 100 литров) не продавливают в колонну НКТ во избежание попадания разбавленного цементного раствора за летучку. Стравливают давление в колонне НКТ. Отсутствие перелива жидкости из колонны НКТ свидетельствует о герметичности обратного клапана летучки. Вращением колонны НКТ вправо отворачивают левый переводник от летучки. Определяют отсоединение по индикатору веса. Приподнимают колонну НКТ на 1,5-2,0 м и обратной промывкой удаляют излишки цементного раствора, не допуская при этом потери промывочной жидкости для контроля за процессом. Поднимают колонну НКТ на 200-300 м выше головы летучки, скважину закрывают и оставляют на ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента). ОЗЦ 48 часов. После 24 часов допускается подъем оставшихся НКТ и переводника на устье скважины.
3
Зацементированную летучку проходят долотом диаметром 100 мм, промывают и очищают колонну труб от остатков цемента. Проводят технологическую выдержку в течение 6 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов. Показания импульсного генератора нейтронов в модификации ИННК по времени жизни тепловых нейтронов в начале выдержки в нефтеносных интервалах составляют от 360 до 390 мкс, в середине выдержки от 320 до 350 мкс, в конце выдержки от 400 до 450 мкс. Конечные показания не меняются в течение 1 месяца, что свидетельствует о стабилизации показаний импульсного генератора нейтронов. По показаниям импульсного генератора нейтронов определяют нефтенасыщенные интервалы горизонтального ствола, в которых показания составляют от 400 до 450 мкс. Конечные показания в водонасыщенных интервалах составляют от 190 до 260 мкс. Перфорируют нефтенасыщенный интервал длиной 36 м у дальнего конца горизонтального ствола. Ведут отбор нефти с дебитом 14 м/сут и начальной обводненностью 65% до обводнения добываемой продукции 99%. Прекращают добычу. Проводят изоляцию обводнившегося интервала постановкой цементного моста в скважине от дальнего конца до перекрытия обводнившегося интервала. Перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал длиной 42 м от установленного цементного моста, отбирают нефть до обводнения интервала. Изолируют интервал постановкой цементного моста. Циклы перфорации нефтенасыщенного интервала, отбора нефти до обводнения и постановки цементного моста продолжают до выработки запасов нефти.
В результате удается дополнительно добыть 15 тыс. т нефти. Перетоков воды из изолированных интервалов в перфорированные интервалы не отмечается. Проведение исследований с применением импульсного генератора нейтронов позволяет выявить нефтенасыщенные зоны и провести регулируемое направленное воздействие на интервалы водопритока пласта перфорированием интервалов и отбором нефти.
Применение предложенного способа позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта.