СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/11 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при вскрытии скважин.

Известен способ заканчивания скважины, согласно которому в законченную бурением и обсаженную колонной скважину через бурильную колонну в зону зумпфа закачивают водный раствор пенообразующего поверхностно-активного вещества с добавкой газообразователя. В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины. В качестве поверхностно-активного вещества используют сульфанол или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов. Далее поджимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации, в зону перфорации закачивают устойчивую пену, спускают перфоратор и производят прострел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт и достигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол твердой фазы и бурового раствора (Авторское свидетельство СССР 1418468, кл. Е 21 В 43/00, опублик. 23.08.88).

Известный способ не позволяет осваивать скважины с достижением высокой продуктивности в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, согласно которому до кровли продуктивного пласта проводят скважину, в ней размещают гидромониторный агрегат и газожидкостной струей формируют дискообразную горизонтальную полость. Извлекают гидромонитор. Вводят в скважину эксплуатационную колонну и подают в затрубное пространство и образованную полость твердеющий материал. Затем разбуривают пробки этого материала и заглубляют скважину в продуктивный пласт. Затем в скважине вновь размещают гидромонитор и производят размыв в прискважинной зоне продуктивного пласта вертикальных радиальных щелей. Длину каждой щели принимают меньше радиуса полости. В этом случае исключается обрушение налегающих пород в эти щели и переток флюида (Авторское свидетельство СССР 1395813, кл. Е 21 В 43/25, опублик. 15.05.88 - прототип).

Известный способ позволяет осваивать только не обсаженные в интервале продуктивного пласта скважины. Кроме того, при освоении скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением не удается достичь высокой продуктивности.

В предложенном способе решается задача достижения высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем формирование продольных щелей и размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия, согласно изобретению для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением, скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство, перед формированием продольных щелей заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа, после размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.

Признаками изобретения являются:
1. формирование продольной щели;
2. размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия;
3. для вскрытия выбор пласта с пониженным пластовым давлением;
4. обсаживание и цементирование заколонного пространства скважины;
5. перед формированием продольных щелей заполнение скважины жидкостью до превышения гидостатического давления над пластовым;
6. перед формированием продольных щелей заполнение забоя скважины водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
7. продавливание в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольных щелей;
8. после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны использование водного раствора поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
9. скорость перемещения гидромониторной насадки в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа;
10. проведение технологической выдержки;
11. освоение скважины.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При освоении скважины, вскрывшей продуктивный пласт с пониженным пластовым давлением, далеко не всегда удается добиться высокой продуктивности. В предложенном способе решается задача достижения высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением. Задача решается следующей совокупностью операций.

При заканчивании скважины выбирают пласт с пластовым давлением, пониженным, как правило, не менее чем на 3 МПа по сравнению с начальным пластовым давлением. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, как правило, на 0,5 -1,0 МПа. Такое превышение необходимо для самопроизвольного поступления скважинной жидкости в призабойную зону при образовании гидродинамической связи с пластом при проведении данных операций. Заполняют забой скважины водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, в основном, в количестве 1,5-2,5 м³. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, которые обеспечивают большую поверхность контакта с пластом, чем обычная перфорация. Продавливание продольных щелей ведут гидродинамическим перфоратором. Продавливание позволяет исключить ударные воздействия на цемент в заколонном пространстве и тем самым сохранить его от разрушения. После образования гидродинамической связи с пластом в призабойную зону скважины поступает с забоя водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. В зависимости от типа коллектора в качестве интенсифицирующего компонента выбирают соединение, активно способствующее увеличению проницаемости призабойной зоны. Для карбонатного коллектора интенсифицирующим компонентом является соляная кислота, для терригенного коллектора - глинокислота, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот, для заглинизированного коллектора - разглинизирующий компонент, например хлорид калия и т. п. Концентрации подбирают в зависимости от состава коллектора в пределах от 1 до 28%. В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимые поверхностно-активные вещества, например сульфанол или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, в количестве 0,01-5,0%. Через образовавшиеся щели в обсадной колонне ведут размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия. Для этого через гидромониторную насадку в щель нагнетают водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Скорость перемещения гидромониторной насадки вдоль щели поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении на устье скважины 12-15 МПа. Применение водного раствора поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом позволяет максимально отмыть от загрязнений и бурового раствора призабойную зону скважины и тем самым максимально увеличить ее проницаемость. Количественные показатели режимов определены исходя из условий производства. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку в течение 20-30 ч для реагирования. Далее осваивают скважину.

Пример конкретного выполнения
При вскрытии продуктивного пласта в нефтедобывающей скважине выбирают пласт с карбонатным коллектором Девонского горизонта толщиной 3 м с пластовым давлением 20 МПа. Начальное пластовое давление составляло 23,7 МПа. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Увеличивают уровень жидкости в скважине, т.е. заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым на 0,75 МПа. Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб гидродинамический перфоратор. Заполняют забой скважины 2,0 м³ 0,5%-ного водного раствора поверхностно-активного вещества - сульфанола с интенсифицирующим компонентом - 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта три продольные щели длиной по 3 м. Давление в скважине и пласте выравнивается. Через образовавшиеся щели в обсадной колонне ведут размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия. Для этого через гидромониторную насадку в щель нагнетают 0,5%-ный водный раствор сульфанола с 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Скорость перемещения гидромониторной насадки вдоль щели поддерживают в пределах 20 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2,5 л/с и давлении на устье скважины 14 МПа. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку в течение 24 ч для реагирования. Далее ведут освоение скважины. В результате дебит скважины составил 25 м³/сут при обводненности добываемой продукции 6%. Дебит окружающих добывающих скважин, освоенных по известной технологии, составляет 6-8 м³/сут при обводненности добываемой продукции 5-7%.

Применение предложенного способа позволит достичь высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при вскрытии скважин. Обеспечивает достижение высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением. Сущность изобретения: при заканчивании скважины для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым. Забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели. После формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.

Способ заканчивания скважины, включающий формирование продольной щели и размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия, отличающийся тем, что для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением, скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство, перед формированием продольных щелей заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа, после размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.