Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой отрасли, а именно к проблеме повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт. В наибольшей степени эта проблема актуальна сегодня для низкопроницаемых продуктивных пластов.

Известен способ освоения скважин, включающий создание депрессии для изменения структуры пласта, приводящего к повышению его проницаемости в призабойной зоне и поддержание депрессии не менее расчетной до перевода скважины в эксплуатационный режим (патент РФ №2179239, МКИ E21B 43/26). Недостатками известного способа являются низкая эффективность и ограниченные функциональные возможности по увеличению дебитов скважин, что не позволило широко применять его в нефтяной промышленности.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта (АС СССР №1609978, МКИ E21B 43/26). Этот способ основан на геомеханическом воздействии на призабойную зону пласта. Он явился следствием результатов лабораторных экспериментов по исследованию влияния на проницаемость кернов деформационных процессов при снижении и росте внутрипорового давления в корректной постановке, адекватной реальным процессам в пласте. В данном способе создают в призабойной зоне вторичную трещиноватость путем понижения и восстановления давления в зоне депрессионной воронки, а затем осуществляют запуск скважины в эксплуатацию при депрессии, не превышающей 0,5 от использованной при предшествующем понижении давления. Недостатком известного способа является невысокая эффективность вследствие не достижения высокой депрессии на пласт и невозможности перехода к эксплуатации скважины без глушения, из-за чего происходит ухудшение продуктивных характеристик.

Задачей изобретения является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины без глушения скважины.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в предлагаемом способе повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающем создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления, осуществляют предварительную оценку степени глинизации пласта по керновым данным и подбирают для воздействия наименее продуктивные скважины в зонах пласта, сложенных мелко- и среднезернистыми песчаниками с небольшим содержанием глины, алевролитами и известняками. Осуществляют подбор и спуск в скважину компоновки со струйным или центробежным насосом, обеспечивающей возможность создания глубокой депрессии на пласт с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины. Для формирования системы микротрещин в пласте забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины. Процесс начала формирования и развития вторичной микротрещиноватости отслеживают с применением методов пассивного сейсмомониторинга. После завершения формирования системы микротрещин постепенно снижают депрессию на пласт до полного прекращения притока из пласта. После стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, осуществляют эксплуатацию путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт, определяют оптимальную величину депрессии или репрессии и корректируют проектный режим эксплуатации.

Выполнение поставленной задачи также достигается тем, что оптимальную величину депрессии или репрессии и режим эксплуатации скважины определяют по данным пассивного сейсмомониторинга при вводе скважины в эксплуатацию, а также тем, что в случае горизонтальной скважины для горизонтального ствола в продуктивном пласте используют хвостовик с щелевидными отверстиями.

В варианте способа в качестве компоновки, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт и возможность последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в проектном режиме, используют компоновку, включающую погружной струйный насос с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, устьевую арматуру, наземный силовой насос и сепаратор.

В других вариантах способа в качестве компоновки, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт и возможность последующей эксплуатации скважины в проектном режиме, используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса с частотным преобразователем, или установку погружного центробежного насоса, спускаемую в скважину на кабель-канате, или установку погружного центробежного насоса с газосепаратором.

В других вариантах способа используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса с частотным преобразователем, или установку погружного центробежного насоса, спускаемую в скважину на кабель-канате, или установку погружного центробежного насоса с газосепаратором, или установку погружного центробежного насоса с кожухом, причем погружную установку размещают ниже интервала перфорации.

В одном из вариантов способа создание глубокой депрессии на пласт и/или последующую эксплуатацию добывающей скважины установкой погружного центробежного насоса осуществляют в периодическом режиме работы погружного центробежного насоса.

Во всех вариантах способа повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин могут проводить при освоении скважин после бурения.

Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют существенно повысить эффективность способа увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Они значительно снижают негативное влияние глушения скважин на проницаемость призабойной зоны и дают возможность успешно вести добычу нефти и газа и осуществлять закачку рабочего агента на скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые продуктивные пласты.

Краткое описание фигур чертежей

На фиг. 1 представлена зависимость коэффициента продуктивности (отношения дебита к перепаду давления) от изменяющегося внутрипорового (пластового) давления, определенная на одном из исследований кернов месторождения Тенгиз. На фиг. 2 показано использование в способе компоновки, включающей погружной струйный насос, на фиг. 3 - компоновки, включающей установку погружного центробежного насоса, на фиг. 4 - компоновки, содержащей установку погружного центробежного насоса с кожухом, на фиг. 5 - компоновки, включающей колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в скважину, а также устьевую арматуру с выкидной линией.

На фиг. 1 точка 1 соответствует моменту начала эксперимента по определению зависимости коэффициента продуктивности от изменяющегося внутрипорового давления на керне месторождения Тенгиз. Точка 2 - окончание первого этапа снижения давления, точка 3 - максимальное давление при его обратном увеличении. Точка 4 - окончание этапа повторного снижения давления. Стрелками показано направление изменения внутрипорового давления и соответственно коэффициента продуктивности в процессе эксперимента.

Компоновка, включающая погружной струйный насос (фиг. 2), содержит погружной струйный насос 5 с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, устьевую арматуру 6, наземный силовой насос 7 и сепаратор 8. Насос 5 спущен в скважину 9, пробуренную на пласт 10, на насосно-компрессорных трубах 11. Затрубное пространство перекрыто пакером 12. На приеме насоса 5 установлен глубинный манометр 13, показания которого по кабелю 14 передаются на вторичный прибор 15, расположенный на поверхности земли. На выходе сепаратора 8 установлена выкидная линия 16.

На фиг. 3 показано применение в способе компоновки, включающей установку погружного центробежного насоса 17, спущенную на насосно-компрессорных трубах 11 в скважину 9, пробуренную на пласт 10. Электроэнергия к погружному двигателю 18 с термоманометрической системой подводится по кабелю 19. Установка 17 может быть снабжена станцией управления с частотным преобразователем 20. Установка погружного центробежного насоса 17 может спускаться в скважину 9 не только на насосно-компрессорных трубах 11, но и на кабель-канате, что ускоряет спуско-подъемные операции. В состав установки погружного центробежного насоса 17 может входить также газосепаратор 21. Скважина 9 снабжена устьевой арматурой 6 и выкидной линией 16.

На фиг. 4 показано применение в способе компоновки, содержащей установку погружного центробежного насоса 17 с кожухом 22 вокруг двигателя 18, спущенной ниже интервала перфорации пласта 10. Установка 17 спущена в скважину 9 на насосно-компрессорных трубах 11, электроэнергия подводится по кабелю 19.

На фиг. 5 приведена компоновка, включающая колонну насосно-компрессорных труб 11, спущенную в скважину 9, пробуренную на пласт 10, а также устьевую арматуру 6 с выкидной линией 16, соединенной с сепаратором 23. В скважину 9 спущен глубинный манометр 24 на кабеле 25, по которому показания передаются на вторичный прибор 26. Сепаратор 23 снабжен линией отвода продукции 27. Затрубное пространство скважины 9 может быть сообщено при газлифтной эксплуатации с газовой линией 28.

Предлагаемый способ основан на результатах лабораторных экспериментов, выполненных на образцах карбонатной породы месторождения Тенгиз (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. М.; «Струна», 1998, с. 574-577). Отличием данных экспериментов от предшествующих экспериментов по изучению влияния деформационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства пласта явилось корректное моделирование пластовых условий. А именно, за счет обжима образца керна моделировали реальные величины горного давления (до 1000 ат), а давлением жидкости в порах образца моделировали пластовое давление (до 600 ат) - фиг. 1. Создание и изменения депрессии также реализовывали путем изменения порового давления флюида при постоянном давлении обжима керна. В данном эксперименте происходило снижение пластового (внутрипорового) давления (отрезок 1-2), обратное повышение давления (отрезок 2-3) и повторное его снижение (отрезок 3-4). Направление изменения коэффициента продуктивности в процессе эксперимента показано стрелками. При заданных значениях эффективного давления определяли величину коэффициента продуктивности (гидропроводности) - отношения проницаемости к коэффициенту динамической вязкости флюида при соответствующем внутрипоровом давлении. Динамика изменения коэффициента продуктивности в эксперименте, представленном на фиг. 1, напрямую связана с изменением проницаемости керна.

Результаты выполненных экспериментов показывают следующее. Если при разработке месторождения пластовое давление снижается, то коэффициент проницаемости, как обычно, снижается (участок 1-2). Однако при последующем обратном повышении внутрипорового пластового давления коэффициент проницаемости возрастает многократно (участок 2-3). Так, на фиг. 1 при поднятии давления с 35 МПа до 45 МПа рост коэффициента продуктивности (и соответственно проницаемости) составил более 7 раз.

В традиционных и рассматриваемых экспериментах при росте эффективного давления происходит не только снижение проницаемости, но и по мере понижения внутрипорового давления формируется техногенная микротрещиноватость. В рассматриваемых экспериментах, в отличие от традиционных, при обратном увеличении внутрипорового давления (что имеет место и в реальных условиях пласта) микротрещины раскрываются, что приводит к заметному увеличению проницаемости. Таким образом, обеспечивается искомое улучшение фильтрационных свойств пласта в зоне воздействия.

Создание системы трещин приводит к повышению проницаемости пласта в прискважиной зоне, а следовательно, к повышению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Это выражается в повышении дебитов скважин при добыче (расходов при закачке). Также появляется возможность эксплуатации скважин при меньших депрессиях (репрессиях), что позволяет избежать прорывов подошвенной воды в водонефтяных зонах, газа в подгазовых зонах, снизить затраты на создание требуемого давления на устьях нагнетательных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

На основе керновых исследований определяют степень глинизации продуктивного пласта. Наиболее подходящими пластами для геомеханического воздействия являются мелко- и среднезернистые песчаники с небольшим содержанием глины, алевролиты и известняки.

На соответствующем месторождении из фонда эксплуатирующихся выбирают, например, наименее продуктивную скважину, для геомеханического воздействия на ее призабойную зону.

Подбирают компоновку, обеспечивающую возможность создания глубокой депрессии для геомеханического воздействия с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины, и спускают ее в скважину.

При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования, показанной на фиг. 2, нагнетают рабочую жидкость насосом 7 через устьевую арматуру 6 и колонну насосно-компрессорных труб 11 в рабочее сопло струйного насоса 5, который создает депрессию в зоне под пакером 12 и откачивает продукцию из пласта 10. Смешанный поток рабочей жидкости и откачиваемой продукции направляется по затрубному пространству между эксплуатационной колонной скважины 9 и насосно-компрессорными трубами 11 на поверхность и далее - в сепаратор 8, откуда пластовая продукция идет в выкидную линию 16, а рабочая жидкость - на прием насоса 7. При этом осуществляют контроль забойного давления с помощью глубинного манометра 13. Информация с него передается по кабелю 14 на вторичный прибор 15.

Забойное давление снижают постепенно, повышая с помощью насоса 7 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 5, который увеличивает депрессию на пласт 10. Забойное давление снижают до минимально технологически возможной величины, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт.

В процессе снижения забойного давления осуществляют непрерывный пассивный сейсмомониторинг наземными датчиками или датчиками, размещаемыми в соседних остановленных скважинах. По данным оперативной интерпретации сейсмомониторинга отслеживают начало и развитие процесса формирования вокруг скважины вторичной микротрещиноватости.

После прекращения процесса формирования микротрещин, депрессию постепенно снижают до полной остановки скважины. Это осуществляют, уменьшая с помощью насоса 7 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 5, что приводит к снижению депрессии на пласт 10.

После этого переходят к эксплуатации в проектном режиме добычи без глушения скважины. При необходимости замены проточной части струйный насос 5 извлекают на поверхность гидравлическим способом - переключением с прямой закачки рабочей жидкости на обратную. Это можно сделать также с помощью канатной техники. Затем спускают на забой скважины струйный насос 5 с другой проточной частью, обеспечивающей эксплуатацию в проектном режиме добычи. Все это проводят без глушения скважины. После смены струйного насоса 5 скважину 9 запускают в работу, а затем останавливают и кратковременно испытывают со снятием кривой восстановления забойного давления (КВД). Из данных исследований определяют коэффициент проницаемости и величину скин-фактора.

В случае необходимости последующей работы скважины 9 в качестве нагнетательной из нее извлекают струйный насос 5 без глушения, а затем осуществляют закачку воды в пласт 10 из водовода высокого давления через устьевую арматуру 6 и насосно-компрессорные трубы 11.

Скважину 9 пускают в эксплуатацию с проектной функцией (добычи или закачки) на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.

В случае горизонтальной скважины 9 для горизонтального ствола в продуктивном пласте 10 применяют хвостовик с щелевидными отверстиями.

При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования, показанной на фиг. 3, снижение забойного давления осуществляют путем откачки пластового флюида из скважины 9 установкой погружного центробежного насоса 17. При этом контролируют забойное давление с помощью расположенной в погружном двигателе 18 термоманометрической скважинной системы, передающей информацию по кабелю 19 на вторичный прибор станции управления 20. С помощью частотного преобразователя станции управления 20 меняют режимы работы установки погружного центробежного насоса 17, регулируя, таким образом, процесс создания депрессии на пласт. В случае высокого газового фактора для защиты от вредного влияния свободного газа устанавливают газосепаратор 21, отделяющий свободный газ и направляющий его в затрубное пространство. В одном из вариантов способа с целью снижения времени и затрат на спуск оборудования используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса 17, спускаемую в скважину 9 на кабель-канате.

В варианте способа (фиг. 4) используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса 17 с кожухом 22, причем погружную установку размещают ниже интервала перфорации пласта 10. Это позволяет еще больше снизить забойное давление. Жидкость из пласта 10 идет через зазор между кожухом 22 и погружным двигателем 18, охлаждая последний. Далее пластовая продукция откачивается установкой погружного центробежного насоса 17 на поверхность.

В варианте способа создание глубокой депрессии на пласт 10 и/или последующую эксплуатацию добывающей скважины 9 установкой погружного центробежного насоса 17 осуществляют в периодическом режиме работы погружного центробежного насоса. Изменением частоты и продолжительности циклов включения и отключения установки 17 подбирают необходимые режимы воздействия на пласт 10 и эксплуатации скважины 9.

В одном из вариантов способа в нефтяных скважинах при высоких газовых факторах, а также в газовых скважинах, применяют компоновку, показанную на фиг. 5. При этом используют колонну насосно-компрессорных труб 11, спущенную в скважину 9, а также устьевую арматуру 6 и выкидную линию 16. Создание глубокой депрессии на пласт 10 обеспечивают путем переключения выкидной линии 16 на передвижной наземный сепаратор 23 на поверхности и создания на устье 6 скважины 9 давления, близкого к атмосферному. Или методом компрессирования, с подачей компрессорного газа через газовую линию 28 или через колонну гибких труб, спускаемую в колонну насосно-компрессорных труб 11. Забойное давление контролируют по вторичному прибору 26, фиксирующему показания глубинного манометра 24, передаваемые по кабелю 25. Продукцию отводят из сепаратора 23 по линии 27. Последующий запуск скважины 9 в эксплуатацию осуществляют фонтанным или газлифтным способом. В последнем случае подают газ по линии 28 к башмаку насосно-компрессорных труб 11 или к рабочему клапану (на схеме не показан). Для запуска газлифтной скважины в эксплуатацию могут также использоваться пусковые клапана (на схеме не показаны).

Во всех вариантах реализации способа при снижении забойного давления осуществляют непрерывный пассивный сейсмомониторинг. По данным оперативной интерпретации сейсмомониторинга отслеживают начало и развитие процесса формирования вокруг скважины вторичной микротрещиноватости. После завершения создания микротрещин в пласте в вышеприведенных вариантах реализации способа скважину останавливают.

Затем, после стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию с непрерывным снижением забойного давления. При использовании описанных вариантов компоновок забойное давление можно снижать до 5-10 ат.

Далее скважину 5 эксплуатируют на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.

Кроме того, осуществляют запись и интерпретацию данных КВД/КПД (кривой падения давления в нагнетательной скважине) для оценки изменения значений проницаемости и скин-фактора.

Затем вводят скважину в эксплуатацию в соответствии со скорректированным проектным режимом по депрессии/репрессии.

Таким образом, при реализации предлагаемого способа можно обеспечить кратное увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Вследствие больших запасов нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах, экономическая эффективность способа в масштабах страны будет значительной. Вовлекаемое в рассматриваемые технологии оборудование является апробированным на практике и доступным для использования.