СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАКЛОННОЙ ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, проведенной в тонком карбонатном продуктивном пласте, подстилаемом водой.

Известен способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку раствора кислоты с расходом не более 100 м³/сут поэтапно с наращиванием давления закачки от этапа к этапу с технологической выдержкой между этапами и замером давления в скважине после каждой технологической выдержки, а после снижения давления в скважине после очередной технологической выдержки прекращение закачки раствора кислоты и промывку скважины нефтью или гидрофобно-эмульсионным раствором (патент РФ №2288356, опублик. 2006.11.27).

Известный способ не исключает проход раствора кислоты к нижележащему и близко расположенному водоносному слою и за счет этого прорыв подстилающей воды в скважину.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины неперекрытой обсадной колонной путем закачки оторочками обрабатываемой смеси через гидроперфораторы с насадками и продавки ее в пласт. Закачку смеси производят из расчета перекрытия продуктивных интервалов пласта для последующей продавки ее в пласт при закрытом затрубном пространстве при давлении, меньшем, чем давление опрессовки обсадной колонны. После продавки смеси в пласт осуществляют технологическую выдержку, составляющую 0,5-1,0 час. Закачку смеси производят с циркуляцией ее в скважине через колонну насосно-компрессорных труб, гидроперфораторы и затрубное пространство с созданием избыточного давления (патент РФ №2252311, опублик. 2005.05.20 - прототип).

Известный способ не позволяет избирательно перфорировать верхнюю часть ствола скважины и тем самым снижать вероятность прорыва подстилающей воды в скважину.

В изобретении решается задача увеличения равномерного охвата кислотной обработкой прискважинной зоны пласта и предотвращения получения каналов сообщения с водоносной частью.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, включающем спуск в скважину в обрабатываемый интервал гидроперфоратора с насадками и проведение через него струйного воздействия углеводородным растворителем, затем раствором кислоты с проведением технологической выдержки, согласно изобретению в качестве указанного перфоратора используют гидроперфоратор одностороннего действия с направлением сопел вверх, предварительно в интервал обработки продавливают нефть или эмульсию на нефтяной основе, выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью, струйное воздействие раствором кислоты производят из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м, после чего производят технологическую выдержку на реагирование кислоты, оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию.

Нефть и/или углеводородный растворитель может содержать эмульгатор.

Сущность изобретения

В горизонтальных или наклонных стволах скважин, проходящих в пластах малой толщины (до 6 м) с подстилающей водой, возникают трудности обработки значительных по длине интервалов. Традиционная солянокислотная обработка призабойной зоны позволяет повысить продуктивность скважин. Однако вследствие малого расстояния происходит образование ярко выраженной гидродинамической связи между скважиной и водоносным слоем. Наступает нежелательное преждевременное обводнение добываемой продукции. В предложенном способе решается задача увеличения равномерного охвата кислотной обработкой прискважинной зоны пласта и предотвращения получения каналов сообщения с водоносной частью. Задача решается следующим образом.

При кислотной обработке призабойной зоны горизонтальной скважины в интервал обработки продавливают нефть или эмульсию на нефтяной основе. В качестве эмульсии используют смесь, полученную (на 1 м³) из нефти товарной 0,49, эмульгатора 0,01 и пластовой воды - остальное. В качестве эмульгатора может быть использован эмульгатор типа ЭС-2 (ТУ 38. УССР 201351-81), нефтехим (ТУ 14-6-218-85), тарин (ТУ 39-08-28-83), эмультал (ТУ 6-14-1035-74) и т.п.

Этим блокируют высокопроницаемые зоны пласта около скважины. Выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью. В скважину в обрабатываемый интервал спускают на колонне насосно-компрессорных труб гидроперфоратор одностороннего действия с направлением сопел вверх. Проводят струйное воздействие через гидроперфоратор углеводородным растворителем типа дистиллята, широкой фракции легких углеводородов, газового конденсата, легкой нефти, а затем раствором кислоты. При этом сопла гидроперфоратора направлены вверх и перфорируют верхнюю часть скважины, удаленную от подстилающей воды и содержащую нефть. Воздействие производят через сопловые отверстия из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м. Раствор кислоты после воздействия смешивается с нефтью и углеводородным растворителем с образованием эмульсии с нефтяной внешней фазой, становится временно неактивным и не оказывает влияния на нижнюю часть ствола скважины. Для образования углеводородной эмульсии нефть и/или углеводородный растворитель может содержать эмульгатор для образования углеводородной эмульсии с раствором кислоты. Далее проводят технологическую выдержку на реагирование кислоты, оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию.

Для осуществления способа может быть использован гидроперфоратор, представленный на чертеже.

Гидроперфоратор включает корпус 1 с соплами 2 в верхней части и грузом 3 в нижней части, шарниры 4 и центраторы 5 перед и за корпусом 1, направляющую головку 6. Гидроперфоратор соединен с колонной насосно-компрессорных труб 7.

Гидроперфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 7. Направляющая головка 6 облегчает спуск гидроперфоратора, а центраторы 5 исключают его повреждение при спуске. Гидроперфоратор размещают в наклонном или горизонтальном стволе скважины. Под действием груза 3 корпус 1 гидроперфоратора проворачивается в шарнирах 4, сопла 2 располагаются вверх. По колонне насосно-компрессорных труб 7 прокачивают технологические жидкости, которые проходят через полый центратор 5, шарнир 4, внутри корпуса 1 гидроперфоратора и через сопла 2 с большой скоростью истекают внутрь скважины к верхней части горизонтального или наклонного ствола. Выполняется перфорация верхней части горизонтального или наклонного ствола скважины.

Пример конкретного выполнения

Выполняют обработку призабойной зоны горизонтальной скважины глубиной 1275 м с длиной горизонтального участка 35 м. В интервал обработки продавливают нефть. Выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью. В скважину в обрабатываемый интервал спускают на колонне насосно-компрессорных труб гидроперфоратор одностороннего действия с направлением сопел вверх. Используют перфоратор с 4 соплами на погонный метр и диаметрами сопел 4,5 мм. Проводят струйное воздействие через гидроперфоратор дистиллятом, а затем раствором кислоты 24%-ной концентрации под давлением 21 МПа с расходом 15 л/с. При этом сопла гидроперфоратора направлены вверх и перфорируют верхнюю часть скважины, удаленную от подстилающей воды и содержащую нефть. Воздействие производят через сопловые отверстия из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м. Проводят технологическую выдержку на реагирование кислоты в течение 0,5 часа. Оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию.

В результате решается задача увеличения равномерного охвата кислотной обработкой прискважинной зоны пласта и предотвращения получения каналов сообщения с водоносной частью. Обводненность добываемой жидкости осталась на прежнем уровне при увеличении дебита скважины на 100% по сравнению с первоначальным. При воспроизведении способа по прототипу оказалось, что обводненность добываемой жидкости возросла на 50%.

Применение предложенного способа позволит добиться увеличения равномерного охвата кислотной обработкой прискважинной зоны пласта и предотвращения получения каналов сообщения с водоносной частью.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, проведенной в тонком карбонатном продуктивном пласте, подстилаемом водой. В способе кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины осуществляют спуск в скважину в обрабатываемый интервал гидроперфоратора одностороннего действия с направлением сопел вверх, предварительно в интервал обработки продавливают нефть или эмульсию на нефтяной основе, выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью, проводят через перфоратор струйное воздействие углеводородным растворителем, затем раствором кислоты из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м, после чего производят технологическую выдержку на реагирование кислоты, оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение равномерного охвата обработкой прискважинной зоны пласта, предотвращение получения каналов сообщения с водоносной частью. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, включающий спуск в скважину в обрабатываемый интервал гидроперфоратора с насадками и проведение через него струйного воздействия углеводородным растворителем, затем раствором кислоты с проведением технологической выдержки, отличающийся тем, что в качестве указанного перфоратора используют гидроперфоратор одностороннего действия с направлением сопел вверх, предварительно в интервал обработки продавливают нефть или эмульсию на нефтяной основе, выше интервала обработки ствол скважины заполняют нефтью, струйное воздействие раствором кислоты производят из расчета прорезания ствола на глубину до 1,5 м, после чего производят технологическую выдержку на реагирование кислоты, оборудование извлекают из скважины, производят свабирование и пуск скважины в эксплуатацию.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефть и/или углеводородный растворитель содержит эмульгатор.