Спосіб обробки привибійної зони горизонтальної свердловини

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к физико-химическим методам воздействия на призабойную зону нефтяных и газовых горизонтальных скважин, в которых производился сложный ремонт с зарезкой второго, наклонного, ствола. Известен способ воздействия на призабойную зону пласта, включающий последовательнораздельное введение в пласт технологических жидкостей; кислотного состава, водоизолирующего состава, разделительной жидкости, а также регулятора (замедлителя) отверждения по заливочным трубам в затрубное пространство ремонтируемой скважины для создания гомогенной системы, особенно при высокой температуре и давлении. Гомогенная система при высоких термобарических условиях прекращается в кольматирующий материал, который прочно "запечатывает" призабойную зону пласта, обеспечивая надежность проведения ремонтных работ (Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966. - С.87 - 93). Данный способ имеет существенные недостатки: - необходимо создать для отверждения гомогенной системы высокие температуры (свыше 90 - 120°C), если пласт такой температурой не обладает; - необходимо проведения дополнительных сложных работ в подземных условиях для ликвидации кольматирующего материала, который при отрицательных результатах может вывести скважину из строя работающих. Наиболее близкими к решению поставленной задачи является прототип, сущность которого заключается в использовании для проведения поинтервальной обработки необсаженного горизонтального ствола компоновок из гибкой рабочей колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и сдвоенных рабочих пакеров, раздуваемых с помощью дифференциального рабочего клапана, предварительно закачанного в НКТ (К.О. Стокли и др. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - №4. - 1992. - С.20 - 23). Недостатками прототипа являются: а) использование сложных и дорогостоящих технических компоновок, включающих гибкие НКТ, надувные пакеры, а также клапаны дифференциального действия, закачиваемые в гибкую НКТ; б) низкая надежность компоновки в работе изза усталостных разрушений элементов, овальности поперечного сечения горизонтального ствола, наличия в нем каверн, а также из-за необходимости раздувания пакеров кислотой или другой жидкостью, приводящая к отказу пакеров и сложным авариям в горизонтальном стволе; в) необходимость проведения дополнительных операций по перемещению компоновки из гибких труб и пакеров к новому интервалу обработки, что повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций в скважине. В основу изобретения положена задача создать такой способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, в котором путем закачки в скважину буферной жидкости достигается исключение необходимости проведения операций по извлечению и перемещению труб и пакеров к новому интервалу обработки, так как разделение обрабатываемых и необрабатываемых участков в скважине осуществляется при закачке поверх буферной жидкости обрабатывающей кислотной композиции, т. е. операции обработки и разделения совмещаются. Для решения задачи предложен способ обработки, призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий отделение обрабатываемых участков от необрабатываемых и закачку в обрабатываемые участки кислотной композиции, в котором отделение обрабатываемых участков от необрабатываемых осуществляют путем закачки буферной вязкопластичной жидкости, например композиции водорастворимых полимеров, а в качестве кислотной композиции используют композицию пролонгированного действия, которую закачивают в скважину после буферной. В зависимости от длины и объема горизонтального ствола в скважину закачивается буферная жидкость, представляющая собой упругую вязкопластичную систему (трехфазная пена, растворы водорастворимых полимеров, полисахариды, суспензии, обратные эмульсии и до., легко оттесняемые и выносимые на дневную поверхность при вызове притока флюидов из коллектора и освоении скважины после окончания процесса воздействия). Эта жидкость заполняет участок горизонтального ствола до начала обрабатываемого интервала. Варьируя объемами продавочной жидкости (пода с поверхностноактивными веществами (ПАВ) или двухфазная пена) и буферной жидкости и попеременно нагнетая кислотные композиции пролонгированного действия, т. е,, с поздним сроком завершения реакционной способности кислотных составов с различными веществами коллектора, можно в отдельности по каждому участк у горизонтального ствола провести процессы стимулирования притоков нефти и газа и тем самым добиться максимального (почти 100%) охвата пласта воздействием, что не обеспечивается решениями, предлагаемыми в аналоге и прототипе. Допустим, длина горизонтального ствола равна 100 метрам при диаметре 50см. Эти два параметра позволяют определить объем буферной жидкости, которым необходимо заполнить горизонтальный ствол скважины. Мысленно разбив, например, длину ствола на 5 участков по 20м, нетрудно определить объемы буферной жидкости, кислотного раствора и продавочной жидкости, необходимые для поперечного воздействия на каждый отдельный участок пласта. Можно последовательно обеспечить поинтервальную обработку горизонтального ствола варьированием объемами буферной жидкости, кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве буферной жидкости используются составы, эффективно вытесняющие нефть из обрабатываемого пласта, что иллюстрируется следующим примером, Пример. В лабораторных условиях моделирование горизонтального ствола осуществлялось с помощью стеклянной толстостенной трубы диаметром 4см и длиной 1м, способной выдержать давление 0,8МПа. Пластовая система моделировалась путем набивки стеклянной трубы уплотненным песком с включениями карбонатных и глинистых частичек. Модельный пласт имел проницаемость порядка 300 - 400мД. Перед проведением процессов воздействия кислотными составами через модельный пласт в соответствии со стандартными условиями проводилось вытеснение нефти водой с ПАВ, керосином придавлений 0,8МПа. Для вытеснения использовалось давление в баллоне с азотом (1МПа). Воздействие кислотными составами с целью увеличения вытесняющей способности нефти из модельного пласта осуществлялось по заявляемому изобретению и для сравнения - по аналогу [2]. Результаты исследований приведены в таблице. Как видно из таблицы, по предлагаемому способу в значительной степени увеличивается процент вытеснения нефти из пласта, что свидетельствует о надежности блокирования горизонтального ствола при поинтервальном воздействии.