СПОСОБ ОБРАБОТКИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/25 E21B37/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности - освоению горизонтальных скважин после бурения и дальнейшей добычи из них сверхвязкой нефти термическими методами.

Известен способ обработки и освоения скважины (Заявка РФ №97103442, Е21В 43/22, опубл, 20.03.1999), включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и освоение скважины. Перед закачкой в скважину поверхностно-активного вещества в воде его аэрацию осуществляют с кратностью 3,1-4,4 при пластовых условиях, а его закачку в призабойную зону ведут циклически, чередуя с закачкой неаэрированной жидкости под давлением не ниже разницы между величинами 1,3-Р_пл., где Р_пл. - пластовое давление.

Аэрация водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) позволяет снизить гидростатическое давление находящегося в скважине столба жидкости, что ускоряет процесс освоения скважины. Недостатком данного способа является то, что его использование предлагалось на вертикальных скважинах и аэрация столба жидкости могла производиться не ниже глубины спуска концевой муфты насосно-компрессорных труб (НКТ), что в свою очередь ухудшает вынос глинистого материала бурового раствора по всей толщине вскрытого перфорацией продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ вызова притока газа из горизонтального ствола скважины (Заявка РФ №2229019, Е21В 43/00, опубл. 20.05.2004), включающий спуск гибких труб (ГТ) в колонну насосно-компрессорных труб до забоя горизонтальной части ствола скважины, после чего через них производится поочередная промывка ствола водой и продувка инертным газом. После каждой промывки и продувки ведется замер притока газа из скважины.

Недостатком данного способа является то, что его применение ограничивается газовыми скважинами, а гибкая труба, задействованная в данном процессе, производит подачу газированной жидкости в один интервал, что приводит к образованию застойных зон вдоль ствола горизонтальной скважины. Это снижает качество обработки, т.е. выноса глинистых частиц бурового раствора из фильтрационной зоны горизонтального ствола скважины, что, в конечном итоге, уменьшает приток флюида из продуктивного пласта.

Технической задачей данного предложения является повышение эффективности обработки фильтрационной части ствола горизонтальной скважины промывочной жидкостью, создающей низкое гидростатическое давление на пласт и обеспечивающей высокий вынос глинистого материала газированным промывочным раствором ПАВ.

Поставленная задача решается способом обработки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины начала фильтра в горизонтальной части ствола, спуск в колонну НКТ гибкой трубы, через которую производят закачку жидкости и газа в скважину

Новым является то, что перед спуском гибкой трубы определяют уровень скважинной жидкости в скважине, после спуска гибкой трубы под уровень жидкости, до выхода ее из колонны НКТ, через гибкую трубу прокачивают газ в виде воздухоазотной смеси до полного замещения в колонне НКТ скважинной жидкости газом, далее гибкую трубу спускают до выхода не более одного метра из колонны НКТ, после чего гибкую трубу спускают до забоя с поинтервальными остановками через 50-100 м с закачкой жидкости в виде водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) с воздухоазотной смесью до окончания выноса механических примесей на поверхность в каждом интервале.

На чертеже представлена горизонтальная скважина в разрезе нефтяного пласта.

Способ реализуется следующим образом.

В эксплуатационную колонну 1 на начало зоны фильтра 2 горизонтального ствола скважины, размещенного в продуктивном пласте 3, спускается колонна НКТ 4. Устье скважины герметизируется арматурой, оборудованной лубрикатором (на чертеже не показан). Через лубрикатор в колонну НКТ 4 на глубину 60-70 м ниже уровня 5 находящейся в скважине жидкости, определяемую эхолотом (на чертеже не показан), спускается гибкая труба (колтюбинг) 6. К линии колтюбинга 6 подключается компрессор (на чертеже не показан), и производится закачка воздухоазотной смеси, отбор жидкости производится с линии НКТ 4 до полного замещения жидкости газом, что определяется отсутствием излива жидкости на поверхность по колонне НКТ 4. Одновременно с началом закачки воздухоазотной смеси начинается спуск гибкой трубы до выхода ее из НКТ 4 на длину одного метра. С выходом гибкой трубы из НКТ в линию подключается насосный агрегат (на чертеже не показан), который производит закачку водного раствора ПАВ. Постепенно увеличивая производительность насоса до получения устойчивой циркуляции промывочного раствора на поверхность, спуском гибкой трубы с поинтервальной остановкой допуска (интервал 50-100 м) и подачи рабочих агентов проводится обработка скважины до забоя. При отсутствии механических примесей в излитой на поверхность жидкости в процессе производится последовательная смена интервалов обработки с шагом 50-100 м до забоя, после обработки последнего интервала работы прекращаются и гибкая труба 6 извлекается на поверхность.

Пример конкретного выполнения.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти по предлагаемой схеме была проведена обработка зоны фильтров нескольких горизонтальных скважин: №15010, 15011, 15018, 15019, 15078.

На скважине №15019 после бурения проведены освоение и обработка горизонтального ствола скважины в следующей последовательности:

- произвели спуск НКТ диаметром 89 мм на глубину 192 м;

- через НКТ произвели спуск ГТ диаметром 38 мм до глубины 100 м;

- подключением азотного компрессора в линию ГТ провели газирование столба жидкости в НКТ с одновременным допуском ГТ до глубины 193 м;

- по достижении глубины 193 м в линию ГТ подключили насосный агрегат и с одновременной закачкой промывочной жидкости с начальным расходом 2-3 м³/час (сточная теплая вода с добавкой 0,3% раствора МЛ-81) и закачкой воздухоазотной смеси от компрессора с поинтервальными остановками через 100 м, допустили ГТ и произвели обработку фильтрационной части до забоя горизонтальной скважины. Обработку произвели на каждом интервале до прекращения выноса механических частиц на поверхность.

Предлагаемый способ позволил увеличить эффективность и технологичность освоения горизонтальной скважины, имеющей аномально низкое пластовое давление, и обеспечил восстановление фильтрационных характеристик в призабойной зоне пласта за счет полного выноса глинистого материала промывочным газированным водным раствором ПАВ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности -освоению горизонтальных скважин после бурения и дальнейшей добычи из них сверхвязкой нефти термическими методами. Обеспечивает повышение эффективности обработки фильтрационной части ствола горизонтальной скважины за счет высокого выноса глинистого материала. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до глубины начала фильтра в горизонтальной части ствола, спуск в колонну НКТ гибкой трубы, через которую производят закачку жидкости и газа в скважину. Согласно изобретению перед спуском гибкой трубы определяют уровень скважинной жидкости в скважине. После спуска гибкой трубы под уровень жидкости, до выхода ее из колонны НКТ, через гибкую трубу прокачивают газ в виде воздухоазотной смеси до полного замещения в колонне НКТ скважинной жидкости газом. Далее гибкую трубу спускают до выхода не более одного метра из колонны НКТ, после чего гибкую трубу спускают до забоя с поинтервальными остановками через 50-100 м с закачкой жидкости в виде водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ с воздухоазотной смесью до окончания выноса механических примесей на поверхность в каждом интервале. 1 ил.

Способ обработки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до глубины начала фильтра в горизонтальной части ствола, спуск в колонну НКТ гибкой трубы, через которую производят закачку жидкости и газа в скважину, отличающийся тем, что перед спуском гибкой трубы определяют уровень скважинной жидкости в скважине, после спуска гибкой трубы под уровень жидкости до выхода ее из колонны НКТ через гибкую трубу прокачивают газ в виде воздухоазотной смеси до полного замещения в колонне НКТ скважинной жидкости газом, далее гибкую трубу спускают до выхода не более одного метра из колонны НКТ, после чего гибкую трубу спускают до забоя с поинтервальными остановками через 50-100 м с закачкой жидкости в виде водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ с воздухоазотной смесью до окончания выноса механических примесей на поверхность в каждом интервале.