Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин.

Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК E21B 43/18; 43/27, опубл. 27.03.2006 г., в бюл. №9), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl, водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатком данного способа является то, что газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает качество освоения скважины.

Также известен способ вызова притока пластового флюида из скважины (Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, стр.270-271), включающий снижение давления на продуктивный пласт путем подачи в нее с поверхности газа или газожидкостной смеси и замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью, при этом газ подают компрессором.

Недостатками этого способа являются:

- во-первых, потребность в компрессоре - источнике нейтрального взрывобезопасного газа высокого давления;

- во-вторых, компрессор не может продавить весь столб жидкости в скважине, поэтому осваивать приходится поэтапно, что затягивает процесс вызова притока пластового флюида из скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока пластового флюида из скважины (патент RU №2263206, МПК E21B 43/25, опубл. 27.10.2005 г., бюл. №30), включающий снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газонефтяной смесью путем подачи смеси бустерным агрегатом с отбором составляющих смеси из работающей скважины или из коллектора сбора продукции, при этом требуемое соотношение составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт обеспечивают отбором составляющих смеси через сепаратор, выходы которого сообщены с коллектором сбора продукции.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность вызова притока из продуктивного пласта скважины, обусловленная нестабильным состоянием газонефтяной (газожидкостной) смеси, при этом возможно поглощение газожидкостной смеси или ее составляющих продуктивным пластом в процессе замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь и, как следствие, снижение естественной проницаемости (коллекторских свойств) пласта;

- во-вторых, практически невозможно подобрать требуемое соотношение составляющих газожидкостной смеси для достижения заданной депрессии на пласт;

- в-третьих, низкое качество вызова притока, обусловленное быстрым снижением дебита или недостижением заданного дебита скважины при вызове притока пластового флюида из скважины;

- в четвертых, замену столба жидкости необходимо осуществлять в объеме всей скважины, а для этого необходим большой объем водного раствора ПАВ, что влечет дополнительные затраты на приготовление газожидкостной смеси, закачку ее в скважину, все это увеличивает продолжительность технологического процесса по вызову притока пластового флюида из скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества вызова притока пластового флюида из скважины, уменьшение объемов закачки газожидкостной смеси для замены столба жидкости в скважине и снижение интенсивности поглощения газожидкостной смеси продуктивным пластом с контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока пластового флюида из скважины.

Поставленная техническая задача решается способом вызова притока пластового флюида из скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб НКТ, снижение противодавления на продуктивный пласт за счет замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью при соблюдении требуемой величины депрессии на продуктивный пласт.

Новым является то, что колонну НКТ перед спуском в скважину снизу-вверх оснащают дистанционным глубинным манометром, установленным в заглушенном контейнере, фильтром, пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы фильтр размещался напротив подошвы пласта, производят посадку пакера на 5-10 м выше кровли пласта, производят обработку призабойной зоны пласта закачкой по колонне НКТ углеводородного растворителя и продавкой его в пласт технологической жидкостью, осуществляют технологическую выдержку на реакцию, при этом во время технологической выдержки в течение 1,5-2 ч распакеровывают пакер и в 3-4 цикла через каждые 0,5 ч поочередно в колонну труб и межколонное пространство скважины закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5-0,8 м³, по окончании технологической выдержки вновь сажают пакер, во внутреннее пространство колонны НКТ спускают колонну гибких труб ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на уровне жидкости в скважине, после чего на устье герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, затем с остановками через каждые 200-300 м доспускают колонну ГТ в НКТ до тех пор, пока нижний конец колонны ГТ не достигнет фильтра, при этом производят замену скважинной жидкости на газожидкостную смесь во внутреннем пространстве НКТ в период остановок в процессе спуска ГТ равными объемами газожидкостной смеси, после чего начинают вызов притока пластового флюида подачей газожидкостной смеси во внутреннее пространство ГТ с постепенным снижением плотности закачиваемой газожидкостной смеси до достижения требуемой депрессии на пласт, контролируемой по показаниям дистанционного глубинного манометра, по окончании процесса вызова притока из скважины извлекают колонну ГТ из внутреннего пространства колонны НКТ, спускают в скважину эксплуатационное оборудование и запускают скважину в работу.

На фиг.1 и 2 изображены схемы обработки призабойной зоны пласта химическим методом.

На фиг.3 изображена схема вызова притока пластового флюида из скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Известно, что в процессе эксплуатации скважины происходит снижение притока пластового флюида к забою добывающей скважины вследствие ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), в связи с чем возникает необходимость восстановления притока пластового флюида к забою добывающей скважины. Для этого останавливают добывающую скважину 1 (см. фиг.1), извлекают эксплуатационное оборудование, например колонну труб с электроцентробежным насосом (на фиг.1 и 2 не показано). Перед спуском колонны НКТ 2 на ее нижний конец последовательно снизу вверх устанавливают дистанционный глубинный манометр 3 в заглушенном контейнере (на фиг.1 не показано), а затем фильтр 4 (см. фиг.1) и пакер 5. Спускают в скважину 1 колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с вышеуказанной компоновкой так, чтобы пакер 5 находился на 5-10 м выше кровли пласта 6. Производят посадку пакера 5 в скважине 1, т.е. герметизируют межколонное пространство 5′ скважины 1, при этом фильтр 4 должен располагаться напротив подошвы (на фиг.1, 2, 3 не показано) пласта 6 (см. фиг.1).

В качестве пакера 5 может применяться любой известный проходной пакер, например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан), с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМО. Использование пакера позволяет отсечь межколонное пространство 5′ скважины 1 и уменьшить объемы закачки пены для замены столба жидкости и, как следствие, сократить продолжительность осуществления технологического процесса по вызову притока пластового флюида из скважины.

Затем производят обработку призабойной зоны 7 (см. фиг.1 и 2) пласта 6, например, углеводородным растворителем для удаления парафино-смолистых отложений.

Для этого на устье скважины 1 (см. фиг.2) нагнетательную линию 8 насосного агрегата 9 (например, ЦА-320) обвязывают с внутренним пространством 10 колонны НКТ 2. Далее с помощью насосного агрегата 9 через внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 производят закачку в колонну НКТ 2 углеводородного растворителя и продавку его через фильтр 4 в призабойную зону 7 пласта 6 с помощью технологической жидкости, например сточной воды, плотностью 1100 кг/м³ с созданием «ванны» из углеводородного растворителя в скважине 1 напротив пласта 6 так, чтобы уровень углеводородного растворителя в скважине был выше кровли (на фиг.1, 2, 3 не показано) пласта 6 (см. фиг.2), например на 5-10 м.

Осуществляют технологическую выдержку на реакцию в течение 1,5-2 ч, в течение которой распакеровывают пакер 5 и при распакерованном пакере 5 в 3-4 цикла через каждые 0,5 ч поочередно в колонну труб 2 и в межколонное пространство 5′ скважины 1 закачивают технологическую жидкость, например сточную воду, плотностью 1100 кг/м³, в объеме 0,5-0,8 м³. Таким образом, производят «полоскание» в призабойной зоне 7 пласта 6, что приводит к вымыванию растворенных углеводородным растворителем парафино-смолистых отложений из призабойной зоны 7 пласта 6 в ствол скважины 1.

По окончании технологической выдержки вновь сажают пакер 5 в скважине 1.

После чего демонтируют нагнетательную линию 8 и насосный агрегат 9.

Затем производят обвязку наземного оборудования так, как показано на фиг.3, для этого внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 обвязывают с желобной емкостью 11 на устье скважины 1 посредством затрубной задвижки 12 и выкидной линии 13, при этом показания дистанционного глубинного манометра 3 соответствуют пластовому давлению.

По окончании технологической выдержки (времени реакции, например, 12 ч) во внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб (ГТ) 14, например, диаметром 38 мм, размещенную на барабане (на фиг.1, 2 и 3 не показано) колтюбинговой установки 15 (см. фиг.3).

Применение ГТ 14 позволяет предотвратить поглощение газожидкостной смеси продуктивным пластом, в результате чего достигается сохранение его естественной проницаемости (коллекторских свойств) пласта.

Колонну ГТ 14, т.е. нижний конец 14′, спускают до уровня жидкости (статического уровня) в колонне НКТ 2. Статический уровень зависит от забойного давления скважин, является индивидуальным для каждой скважины, определяется геофизическими исследованиями (отбивкой уровня) и предоставляется заранее до осуществления предлагаемого способа для планирования параметров процесса. Т.е. во внутреннее пространство колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб ГТ 14 так, чтобы ее нижний конец 14′ находился на уровне жидкости в скважине 1, например, в интервале 850 м.

Далее на устье скважины 1 колонну ГТ 14 через нагнетательную задвижку 16 обвязывают с нагнетательной линией 17 бустерного агрегата 18, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Герметизируют на устье пространство между колоннами (на фиг.1, 2 и 3 не показано) НКТ 2 (см. фиг.3) и ГТ 14.

На устье скважины 1 приготавливают газожидкостную смесь, представляющую собой водный раствор с поверхностно-активным веществом (ПАВ), который применяют в качестве пенообразователя.

Необходимый объем водного раствора ПАВ для вызова притока пластового флюида из скважины рассчитывают исходя из кратности газожидкостной смеси, которая составляет 3,5-5 в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также из требуемого объема газожидкостной смеси V_г, складывающегося, из двух объемов внутреннего пространства 10 НКТ 2, а именно:

где V - объем внутреннего пространства 10 колонны НКТ 2;

V_г - требуемый объем газожидкостной смеси.

Например, при высоте столба жидкости от пласта до устья Н=1800 м и диаметре колонны НКТ 2 d=73×5,5 мм, объем внутреннего пространства 10 колонны НКТ 2 определяют по формуле:

где V - внутреннее пространство колонны НКТ, м³;

Н - высота столба жидкости от устья до забоя, м, например Н=1800 м;

d_в - внутренний диаметр колонны НКТ, м.

Внутренний диаметр колонны НКТ определяют:

где d_н - наружный диаметр колонны НКТ, м;

δ - толщина стенки колонны, м.

Для колонны НКТ наружным диаметром 73 мм = 0,073 м с толщиной стенки 5,5 мм = 0,0055 м внутренний диаметр определяют, подставляя в формулу (3):

d_в=0,073 м - (2·0,0055) м = 0,062 м.

При кратности газожидкостной смеси, равной 4, объем водного раствора ПАВ определяют по формуле:

где V_в - объем водного раствора ПАВ, м³;

V_г - требуемый объем газожидкостной смеси, м³.

Тогда подставляя в формулу (2): V=(3,14·(0,062)²/4)·1800 м = 5,43 м³, а подставляя в формулу (1) требуемый объем газожидкостной смеси: V_г=2·V=2·5,43 м³ = 10,86 м³.

Подставляя значения в формулу (4), получим: V_в=2·V_г/4=2·10,86 м³/4=5,43 м³, примем объем водного раствора ПАВ равным 5,5 м³.

Для увеличения устойчивости газожидкостной смеси в водный раствор ПАВ добавляют стабилизатор - 1%-ный раствор CMC-700 с добавкой 2%-ного KCl. CMC-700 -натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты - полимер фирмы MI Drilling Fluids (США). Практические опыты показали, что устойчивость пены с добавлением стабилизатора возрастает в 5-9 раз. В пресную воду ρ=1000 кг/м³ добавляют при постоянном перемешивании стабилизатор (желательно воду нагреть до 40-45°C), процесс полного растворения занимает 2,0-2,5 ч; в приготовленный раствор стабилизатора добавляют 2%-ный KCl в сухом виде при перемешивании и после полного растворения добавляют рассчитанный объем необходимого ПАВ, перемешивать в течение 20-30 мин.

В качестве ПАВ применяют, например, сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в объемной концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды или другие ПАВ, например, ОП-7, ОП-10 (по ТУ 8433-81) в объемной концентрации 0,3-0,6% от объема пресной воды.

Заполняют емкость 19 (см. фиг.3) бустерного агрегата 18 водным раствором ПАВ (см. фиг.3). В качестве газа, безопасного по условиям воспламенения углеводородной среды, используют сгенерированный посредством газогенератора 20 бустерного агрегата 18 газ (например, азот), как результат сгорания топлива (например, бензина, дизельного топлива) в сжатом воздухе, т.е. выгорания кислорода. Газ от газогенератора 20 подается в бустерное (смешивающее) устройство 21, где происходит непрерывное перемешивание газа с технологической жидкостью в виде водного раствора ПАВ (с образованием газожидкостной смеси), при этом водный раствор ПАВ подается с постоянным расходом, например 3 л/с, насосом 22 из емкости 19 бустерного агрегата 18.

Затем начиная от уровня жидкости (850 м) в скважине 1 с остановками через каждые 200-300 м доспускают колонну ГТ 14 в колонну НКТ 2 до тех пор, пока нижний конец 14′ колонны ГТ 14 не достигнет фильтра 4, при этом закачку газожидкостной смеси во внутреннее пространство 10 НКТ 2 с целью замены скважинной жидкости производят только в период остановок в процессе спуска ГТ 14 равными объемами газожидкостной смеси от общего объема V_г=10,86 м³. Например, замену скважинной жидкости во внутреннем пространстве 10 колонны НКТ 2 на газожидкостную смесь производят в 4 интервалах, т.е. в интервалах 1050, 1300, 1550 и 1800 м, т.е. до достижения нижнего конца 14′ ГТ 14 фильтра 4 колонны НКТ 2.

Таким образом, в каждом из интервалов 1050, 1300, 1550 и 1800 м закачивают по V_г=10,86 м³/4=2,715 м³ газожидкостной смеси и таким образом осуществляют замену скважинной жидкости во внутреннем пространтсве 10 колонны НКТ 2 на газожидкостную смесь.

Для этого открывают затрубную 12 и нагнетательную 16 задвижки и через нагнетательную линию 17 бустерным агрегатом 18 подают газожидкостную смесь (большей плотностью и соответственно с минимальной степенью аэрации 5-10 м³/м³) в колонну ГТ 14. По колонне ГТ 14 газожидкостную смесь нагнетают во внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 с целью замены скважинной жидкости, имеющей, например, плотность 1100 кг/м³, на газожидкостную смесь, например, плотностью 700 кг/м³. В определенный момент вытесняемая газожидкостная смесь в скважине 1 достигает устья скважины 1 и из внутреннего пространства 10 колонны НКТ 2 через затрубную задвижку 12 и выкидную линию 13 в желобную емкость 11 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой газожидкостной смесью.

Таким образом, в каждом из вышеуказанных интервалов производят замену жидкости в скважине во внутреннем пространстве 10 колонны НКТ 2 на газожидкостную смесь до тех пор, пока нижний конец 14′ колонны ГТ 14 не достигнет фильтра 4 колонны НКТ 2, при этом не допускают превышения максимально допустимого давления, развиваемого бустерным агрегатом 18 (см. фиг.2), например, 15 МПа. По мере спуска колонны ГТ 14 в колонну НКТ 2 и закачки в период остановок газожидкостной смеси равными объемами (по 2,715 м³) по колонне ГТ 14 во внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 происходит замена находящейся в ней жидкости на газожидкостную смесь, вышеуказанной плотности в объеме скважины 1 (V₁=5,43 м³), при этом отслеживают показания дистанционного глубинного манометра 3, значение которого постепенно снижается. Когда нижний конец 14′ колонны ГТ 14 достигает фильтра 4 колонны НКТ 2, спуск колонны ГТ 14 прекращают.

При таких условиях в призабойную зону пласта 6 проникает минимальное количество газожидкостной смеси, а компонентный состав газожидкостной смеси позволяет снизить интенсивность ее поглощения продуктивным пластом или полностью предотвратить поглощения, за счет чего достигается сохранение естественной проницаемости (коллекторских свойств).

Затем вызывают приток пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси во внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2, постепенно снижая плотность газожидкостной смеси путем постепенного повышения степени аэрации от 5-10 м³/м³ до 120-160 м³/м³. Т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 20, в бустерное устройство 21 бустерного агрегата 18, при постоянном расходе водного раствора ПАВ, например 3 л/с, подаваемого насосом 22 из емкости 19 бустерного агрегата 18. При этом циркуляцию газожидкостной смеси продолжают закачкой бустерным агрегатом 18 по нагнетательной линии 17, колонне ГТ 14, внутреннему пространству 10 колонны НКТ 2 и выходом ее оттуда через выкидную линию 13 при открытой задвижке 12, в желобную емкость 11 до достижения требуемой величины депрессии (снижения давления на продуктивный пласт 6) за счет повышения степени аэрации и, соответственно, снижения плотности газожидкостной смеси. Таким образом, производят циркуляцию газожидкостной смеси до израсходования объема V_г, при этом отслеживают изменения показаний глубинного дистанционного манометра 3.

Например, начальное забойное давление составляет 9 МПа, а значение требуемой депрессии (снижения давления) на продуктивный пласт 10 составляет Р=4 МПа (заданную величину снижения давления определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от прочности цементного кольца за обсадной колонной и других факторов (см. Булатов А.И. Освоение скважин [Текст]: справ, пособие / А.И.Булатов, Ю.Д.Кагмар, П.П.Макаренко: под ред. Яремийчука Р.С. - М.: ООО «Недра-Бизнес», 1999. - 473 с.).

Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже 9 МПа - 4 МПа = 5 МПа. Таким образом, постепенно увеличивая степень аэрации жидкости (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 22 бустерного агрегата 18), в зависимости от изменения пластового давления добиваемся допустимой депрессии на пласт 6. Наличие притока из продуктивного пласта 6 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 11 совместно с газожидкостной смесью. При достаточной величине притока пластового флюида из скважины (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от предыдущего дебита в процессе эксплуатации данной скважины) вызов притока пластового флюида прекращают.

Производят подъем колонны ГТ 14 из внутреннего пространства 10 колонны НКТ 2. Спускают в скважину 1 эксплуатационное оборудование и запускают ее в работу.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность и качество вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта, уменьшить объемы закачки газожидкостной смеси для замены столба жидкости в скважине, а также снизить интенсивности поглощения газожидкостной смеси продуктивным пластом с контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока пластового флюида из скважины.