Спосіб розкриття нафтових і газових пластів

Реферат: UA 86533 U UA 86533 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів розкриття нафтових і газових пластів без погіршення властивостей пластової системи і проявів скін-ефекту. Відомі способи розкриття нафтових і газових покладів, засновані на бурінні свердловин у різних гірничо-геологічних умовах з проведенням робіт по спуску обсадної колони, цементуванні, перфорації, закачуванні реагентів [Ю.В. Зайцев, Ю.А. Балакиров Добыча нефти газа. - М.: Недра, 1981]. Кожен із зазначених видів робіт вносить свої негативи, які в наслідок тривалої експлуатації свердловини призводять до зменшення продуктивності свердловини і коефіцієнта нафтовилучення, аж до повної зупинки свердловини. Практично виправити це становище в даний момент часу не вдається, у зв'язку з чим, свердловина припиняє функціонувати з кінцевим коефіцієнтом нафтогазовіддачі, який дорівнює 0,4-0,5, не досягаючи навіть одиниці. У свою чергу зазначений низький коефіцієнт нафтогазовіддачі погіршує в цілому рентабельність видобутку нафти, газу і конденсату. Зазначені явища, звичайно можна було б виправити, якщо повністю усунути, так звані скінефекти, що виникають в процесі розкриття нафтових і газових пластів. Це означає, що при бурінні свердловин треба усунути попадання в пластову систему бурового розчину з уламками вибуреної породи, так званого шламу, і фільтратів глинистого розчину з добавками хімічних реагентів. Потрапляючи в пласт, фільтрати глинистого розчину взаємодіють з породою пласта, зміцнюючи глинисту складову породи, і під дією тепло-гідратаційного впливу перетворюють глину в аргиліт, який значно гірше глини, оскільки має нульову проникність з усіма витікаючими звідси негативними наслідками, що виникають в процесах фільтрації нафти і газу в пластовій системі. Процес цементування для кріплення свердловини також негативно позначається на фільтрації нафти і газу, оскільки частинки цементного розчину, проникаючи в пласт погіршують проникність і гідропровідність колектора. Найбільш близьким аналогом до запропонованої корисної моделі є спосіб роз'єднання пластів у свердловині [Патент Росії № 2183265, МПК Е21В43/32, Е21В33/13, 10.06.2002], що включає буріння та спуск в свердловину колони обсадних труб для роз'єднання затрубного простору від іншої частини свердловини і визначення первісної відмітки водонафтового контакту (ВНК), створення піщано-глинистої корки, кріплення свердловини експлуатаційною колоною і нагнітання водоізоляційного складу по всій необсаженій товщині пласта з наступним розкриттям нафтонасиченої частини пласта гідропіскоструминною перфорацією. Недоліками даного способу є: - необхідність створення та вимивання піщано-глинистої корки, що веде до додаткових витрат; - складність нагнітання водоізоляційного складу через наявність на стінці свердловини глинистої корки, яка запобігає проникненню речовини в пласт; - закупорювання частини порового простору при створенні піщано-глинистої корки. Таким чином, в даному способі як і у відомих технологіях, так само немає гарантій від ущербності пластової системи. Задачею запропонованої корисної моделі є створення способу розкриття нафтових і газових пластів без негативного впливу на проникність і гідропровідність пластової системи завдяки проведенню нових технологічних операцій і застосуванню нових хімічних реагентів. Поставлена задача вирішується тим, що у запропонованому способі розкриття нафтових і газових пластів, що включає буріння вертикальної свердловини з необсаженим стовбуром, цементування, перфорацію, спуск в зону нафтогазонасиченості готового щілинного фільтра, нагнітання водоізоляційного складу, виклик припливу вуглеводнів, згідно з корисною моделлю, як водоізоляційний склад нагнітають обважнювальну піну спільно з в'язкою пластичної рідиною на основі КМЦ і розчин соляної кислоти 15-18 % концентрації, змішаний з порошком магнію в 3 кількості суспензії 5 м на весь інтервал перфорації, причому для обважнювальної піни використовують універсальні водо- і нафторозчинні поверхнево-активні речовини (ПAP). Бажано при отриманні нафти і газу оптимізувати роботу фонтанного, газліфтного або насосного підйомника для збереження цілісності структури при вибійної зони з використанням колтюбінгової установки. На першому етапі розкриття нафтового і газового пласта без прояву скін-ефектів і підвищення фільтраційних опорів при русі вуглеводнів в пластовій системі проводять буріння тимчасового необсаженого вертикального стовбура до нафтонасиченої зони колектора з подальшими роботами - цементуванням і перфорацією в нафтонасиченій зоні, а також 1 UA 86533 U 5 10 15 20 25 30 нагнітання в перфораційні отвори суспензії соляної кислоти 15-18 % концентрації з порошком магнію. Сукупно з магнієм соляна кислота буде в значній мірі підвищувати пластову температуру, розплавляючи асфальто-смолисті, перлітові, сольваті відкладення з частинками вибуреної породи. При створенні щільної обтяженої піни використовують водо-і нафторозчинні ПАР. Як приклад виконання запропонованого способу взята одна з розвідувальних свердловин, пробурених на родовищі Дніпрово-Донецької западини (ДДЗ) для виявлення вуглеводнів. Глибина зазначеної свердловини склала - 3523 м; - експлуатаційна колона - 150 мм. Спочатку пробурили вертикальний стовбур, що складається з глинопіщаної алеврітової породи, без закріплення (цементажу); при досягненні нафтонасиченної зони в необсаженому вертикальному стовбурі провели перфораційні роботи. Кращого моменту для організації стендово-лабораторних досліджень близьких до реальних умов не можна було уявити. За карбонатну діаграму вибрали інтервал перфорації на глибинах 3523-3530 м із застосуванням кульової перфорації, так як цей вторинний метод розкриття дозволяє отримати перфораційні отвори більш-менш придатні для заповнення їх суспензією соляної кислоти з порошком магнію. Провели геофізичні й гідродинамічні дослідження для кількісного визначення скін-факторів при первинному і вторинному розкритті шару до впливу соляної кислотою; скін-фактор при 3 первинному розтині до кислотного впливу склав +212 одиниць, після кислотного впливу 5 м соляної кислоти 15 % концентрації склав - 24 одиниці, що є свідченням того, що при вторинному розтині пласт не був засмічений привнесеними речовинами. З отриманням оцінки скін-фактора до проведення близьких до реальних умов експериментів дозволяють стверджувати про можливість застосування запропонованого способу у виробничих умовах. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб розкриття нафтових і газових пластів, що включає буріння вертикальної свердловини з необсаженим стовбуром, цементування, перфорацію, спуск в зону нафтогазонасиченості готового щілинного фільтра, нагнітання водоізоляційного складу, виклик припливу вуглеводнів, який відрізняється тим, що як водоізоляційний склад нагнітають обважнювальну піну спільно з в'язкою пластичною рідиною на основі КМЦ і розчин соляної кислоти 15 % концентрації, 3 змішаний з порошком магнію в кількості 5 м на весь інтервал перфорації, причому для обважнювальної піни використовують універсальні водо- і нафторозчинні поверхнево-активні речовини. 35 Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 2