Способ освоения скважины

 

Использование: в нефтяной промышленности и, в частности, в способах освоения скважин. Обеспечивает повышение эффективности вскрытия скважины за счет дополнительной операции по обработке призабойной зоны. Сущность изобретения: по способу осуществляют изменение давления на забой скважины. Затем осуществляют перфорацию в интервале продуктивного пласта. Перфорацию осуществляют в среде жидкости для перфорации. В качестве жидкости для перфорации используют эмульсию на основе водного раствора хлорида калия, нефтенола НЗ и углеводородной фазы. При этом перед перфорацией проводят технологическую выдержку в течение 4 - 24 ч. Перфорацию проводят под повышенным давлением, 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам освоения скважин.

Известен способ освоения скважины, включающий изменение давления на забой скважины и проведение перфорации в интервале продуктивного пласта [1] Недостаток способа заключается в необходимости удаления кольматирующих элементов на стенках перфорационных отверстий и призабойной зоне пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ освоения скважины, включающий изменение давления на забой скважины и проведение перфорации в интервале продуктивного пласта в среде метилового спирта и поверхностно-активного вещества [2] Недостаток способа заключается в необходимости удаления кольматирующих элементов на стенках перфорационных отверстий и призабойной зоны пласта. Кроме того, закачиваемый в скважину состав вызывает набухание глин в призабойной зоне.

Целью изобретения является повышение эффективности вскрытия скважины за счет дополнительной операции по обработке призабойной зоны.

Поставленная цель достигается тем, что в способе освоения скважины, включающем изменение давления на забой скважины и проведение перфорации в интервале продуктивного пласта в среде жидкости для перфорации, в качестве жидкости для перфорации используют эмульсию на основе водного раствора хлорида калия, нефтенола НЗ и углеводородной фазы, перед перфорацией проводит технологическую выдержку в течение 4 24 ч, а перфорацию проводят под повышенным давлением, давление на устье при перфорации устанавливают 7 11 МПа.

Существенные признаки: изменение давления на забой скважины; проведение перфорации в интервале продуктивного пласта в среде жидкости для перфорации; использование в качестве жидкости для перфорации эмульсии на основе водного раствора хлорида калия, нефтенола НЗ и углеводородной фазы; проведение перед перфорацией технологической выдержки в течение 4 24 ч; проведение перфорации под повышенным давлением; устанавливание при перфорации давления на устье скважины 7 11 МПа.

Нефтяная эмульсия, закачиваемая перед перфорацией в скважину, обладает хорошими отмывающими свойствами и не вызывает набухания глин в призабойной зоне за счет имеющегося в ее составе хлорида калия.

При перфорации под давлением происходит вскрытие пласта и интенсивное поступление нефтяной эмульсии в пласт. При этом поровые каналы пласта сохраняют свои размеры (не уменьшаются) и в то же время за счет хороших промывочных свойств они очищаются от всякого рода загрязнений. Таким образом, происходит одновременное вскрытие пласта и его очистка.

Давление на устье 7 11 МПа при перфорации установлено из практики как наиболее оптимальное, обеспечивающее наибольшую эффективность способа.

Состав эмульсии подобран, исходя из требований, предъявляемых к составам, применяемым при обработке заглинизированных пластов. Ни один из компонентов состава эмульсии не увеличивает набухания глин.

Технологическая выдержка 4 24 ч обусловлена необходимостью отмывки забоя перед перфорацией.

Осуществление способа показано на примере его реализации.

Пример 1. Осваивают добывающую скважину глубиной 2500 м. Скважину заполняют нефтяной эмульсией на основе водного раствора хлорида калия, нефтенола НЗ и углеводородной фазы. Нефтяная эмульсия обладает плотностью, равной 1,05 г/см³, позволяющей создать давление на забой скважины, превышающее пластовое давление. Количество компонентов состава нефтяной эмульсии определяется конкретными условиями месторождения, скважины (глубина скважины, пластовое давление, количество глины в пласте и т.д.). Одно из необходимых требований, предъявляемых к нефтяной эмульсии это устойчивость до момента окончания перфорации.

Конкретно скважину заполняют нефтяной эмульсией, полученной при смешении нефтенола НЗ 3,7 т, стабильного бензина 14,2 т, хлорида калия 4 т, воды 60 т.

Нефтяную эмульсию получают, смешивая сначала углеводородную фазу (стабильный бензин и нефтенол НЗ). Отдельно смешивают хлорид калия и воду. Перед закачкой перемешивают обе части и закачивают в скважину в объеме скважины. Затем проводят технологическую выдержку 4 ч и производят перфорацию скважину в интервале продуктивного пласта в среде полученной эмульсии и под давлением на устье 7 МПа. При перфорации используют кумулятивный перфоратор ПК-103.

При этом одновременно происходит промывка поровых каналов и распыление в пласте кольматирующих элементов. После чего производят вызов притока из пласта.

Пример 2. Осуществляют аналогично примеру 1, но количество ингредиентов нефтяной эмульсии берут следующее: нефтенол НЗ 1,0 т, хлорид калия 1,0 т, стабильный бензин 5,0 т, вода 70 т. Давление на устье 9 МПа. Технологическая выдержка 12 ч.

Пример 3. Осуществляют как в примере 1, но количество ингредиентов нефтяной эмульсии берут следующее: нефтенол НЗ 6,0 т, хлорид калия 6,0 т, стабильный бензин 25,0 т, вода 80 т. Давление на устье 11 МПа. Технологическая выдержка 24 ч.

Применение предложенного способа позволит избежать набухания глин в призабойной зоне, очистить поровые каналы от загрязнений и сохранить проектные дебиты скважин.

Формула изобретения

1. Способ освоения скважины, включающий изменение давления на забой скважины и проведение перфорации в интервале продуктивного пласта, в среде жидкости для перфорации, отличающийся тем, что в качестве жидкости для перфорации используют эмульсию на основе водного раствора хлорида калия, нефтенола НЗ и углеводородной фазы, перед перфорацией проводят технологическую выдержку в течение 4 24 ч, а перфорацию проводят под повышенным давлением.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление на устье при перфорации устанавливают 7 11 МПа.