Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при свабировании скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, в котором проводят продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты и поверхностно-активного вещества - ПАВ, технологическую выдержку и депрессионное воздействие. В качестве указанного раствора используют раствор, полученный растворением в нагретой до 80-90°C дистиллированной воде в качестве ПАВ - МЛ-81Б и высококонцентрированной соляной кислоты с доведением концентрации кислоты до 5-20%. Продавку проводят при температуре указанного раствора 30-70°C в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб до расплавления кольматирующих элементов и из расчета не менее 0,8 м³/м продуктивного пласта. Продавку проводят легкой нефтью с расходом ее 24-35 м³/сут и при начальном давлении на устье 0,8-1,5 МПа. Технологическую выдержку проводят не более 2 ч, а депрессионное воздействие выполняют свабированием при запакерованном межтрубном пространстве до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа (Патент РФ № 2280154, опубл. 20.07.2006).

Недостатком известного способа является отсутствие зависимости депрессии на забое от свойств пластов и цементирования затрубного пространства, что может привести к нежелательному обводнению со стороны нижних водоносных или обводнившихся пластов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ испытания скважин и контроля в процессе свабирования, согласно которому в насосно-компрессорных трубах НКТ на глубине 700-1200 м устанавливают воронку или крестовину, на которую перед свабированием опускают на геофизическом кабеле автономный геофизический прибор. Затем кабель извлекают и к нему подсоединяют плашечный сваб с грузами и опускают его на глубину 250-350 м. Сваб поднимают на поверхность и извлекают жидкость. Процесс свабирования повторяют до снижения депрессии на пласт 40-60%. После чего сваб извлекают, отсоединяют от него кабель, подсоединяют к кабелю захватное устройство и опускают его в колонну насосно-компрессорных труб для извлечения из скважины автономного прибора. По показаниям прибора определяют гидродинамические параметры пласта (Патент РФ № 2166077, опубл. 27.04.2001 - прототип).

Известный способ позволяет контролировать процесс свабирования лишь по окончании свабирования. Размещение воронки или крестовины ограничивает глубину погружения сваба, а глубина размещения сваба и депрессия 40-60% не гарантируют от поступления воды в скважину с нижних водоносных или обводненных пластов.

В предложенном изобретении решается задача исключения водопроявления при свабировании за счет недопущения критического перепада давления на цементное кольцо в затрубном пространстве скважины и ограничения величины максимальной депрессии при свабировании в зависимости от высоты цементного кольца и давления в водоносном или обводнившемся пласте.

Задача решается тем, что в способе свабирования скважины, включающем разобщение межтрубного пространства выше продуктивного горизонта и возвратно-поступательное перемещение сваба в колонне насосно-компрессорных труб с отбором скважинной жидкости на устье скважины, согласно изобретению, разобщение межтрубного пространства проводят выше продуктивного горизонта на 5-20 м, по колонне насосно-компрессорных труб спускают сваб и размещают его ниже уровня жидкости на величину, определяемую величиной критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, а величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:

ΔP=P_пл-2Δh_v-P_плв,

где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;

Δh_v - высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;

Р_плв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.

Сущность изобретения

При свабировании на забое скважины резко снижается давление, возникает депрессия на пласт, приводящая к интенсивному притоку жидкости из пласта и очистке околоскважинной зоны от кольматирующих веществ. Однако при этом депрессионное воздействие оказывается и на нижележащие водоносные или обводненные пласты, из которых вода может перетекать в продуктивный пласт и далее в скважину или непосредственно в скважину. Цементное кольцо в затрубном пространстве скважины предназначено для сдерживания водных потоков из нижних пластов в скважину. Степень защиты от водопритоков определяется размерами, сплошностью цементного кольца, сцеплением цемента с породой и обсадной колонной скважины. На водопритоки влияют также давление в водоносном или обводнившемся пласте, степень депрессии в скважине.

Известные способы свабирования скважины не учитывают эти особенности, что зачастую приводит к обводнению добываемой продукции (нефти). После свабирования вместе с увеличением дебита скважины за счет очистки околоскважинной зоны в нефтенасыщенном пласте часто возрастает и обводненность за счет притока воды из водоносного или обводненного нижележащего пласта.

В предложенном способе свабирования решается задача исключения водопроявления при свабировании за счет недопущения критического перепада давления на цементное кольцо в затрубном пространстве скважины и ограничения величины максимальной депрессии при свабировании в зависимости от высоты цементного кольца и давления в водоносном или обводнившемся пласте. Задача решается следующим образом.

В скважине, имеющей эксплуатационную (обсадную) колонну и цементное кольцо в затрубном пространстве, перфорируют продуктивный (нефтенасыщенный) пласт. Нижележащий водоносный или обводненный пласт оставляют неперфорированным. В случае высокого начального дебита эксплуатируют скважину до снижения дебита, после чего проводят свабирование скважины. При низком начальном дебите свабирование проводят до начала эксплуатации скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером до кровли продуктивного пласта. Пакеруют (разобщают) межтрубное пространство выше кровли продуктивного пласта на 5-20 м. По колонне насосно-компрессорных труб спускают сваб и размещают его ниже уровня жидкости на величину, определяемую величиной критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный. Из практики было замечено, что величина критического перепада составляет величину порядка 2 МПа на 1 погонный метр цементного кольца при условии удовлетворительного сцепления цемента с породой и эксплуатационной (обсадной) колонной, т.е. при условии его герметичности. При неудовлетворительном сцеплении цементное кольцо не обладает герметичностью и пропускает через себя поток жидкости, как правило, по границе с колонной или с породой. Иногда имеет место локальная негерметичность, когда цементное кольцо на отдельном участке не обладает герметичностью, хотя в целом такое кольцо герметично. В этом случае следует учитывать в качестве интервала с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной только герметичный участок или сумму таких герметичных участков. Герметичные и негерметичные участки или интервалы определяют геофизическими исследованиями.

Величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:

ΔP=P_пл-2Δh_v-P_плв,

где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;

Δh_v - высота цементного крепления (кольца) между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;

Р_плв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.

При свабировании величину максимально допустимой депрессии на пласт ΔP рассчитывают и задают глубиной погружения сваба под уровень жидкости в скважине.

В результате таких мероприятий удается добиться увеличения дебита нефти без повышения ее обводненности.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину со следующими характеристиками. Основной ствол скважины пробурен долотом 215,9 мм, имеет эксплуатационную колонну условным диаметром 6 дюймов (168 мм). Затрубное пространство скважины зацементировано. Скважиной вскрыт Упинский продуктивный горизонт Турнейского яруса с кровлей на глубине 1167,6 м, продуктивным пластом на глубинах 1167,6-1176,6 м, уплотненной карбонатной перемычкой на глубинах 1176,6-1179,0. Ниже на глубинах от 1179 м до 1190 м скважиной вскрыт водоносный пласт. В интервале продуктивного пласта на глубинах 1167,6-1171 м скважина перфорирована. Водоносный пласт оставлен без перфорации. Общий интервал цементного кольца в затрубном пространстве скважины от кровли Упинского горизонта до кровли водоносного пласта составляет 11,4 м. Этот интервал по акустической цементометрии герметичен. Интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, составляет 2,4 м. Таким образом, герметичный интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, составляет 2,4 м. Пластовое давление в водоносном пласте составляет 10,6 МПа. Пластовое давление в продуктивном пласте составляет 9,6 МПа. Забойное давление в скважине составляет 9,6 МПа. Уровень жидкости в скважине составляет 207 м. Скважина заполнена жидкостью глушения - технической водой с 0,2% МП-81 Б плотностью 1 г/см³. Плотность жидкости глушения рассчитана по пластовому давлению продуктивного пласта.

После бурения и испытания скважины методом свабирования было установлено, что дебит после бурения скважины составляет 1 м³/сут, что существенно меньше проектного, который ориентировочно должен быть в пределах от 10 до 12 м³/сут.

При традиционном способе свабирования при подъеме сваба происходит плавное падение забойного давления за счет перетекания жидкости из межтрубного пространства в трубное через башмак колонны насосно-компрессорных труб. При этом не удается извлечь из прискважинной зоны Упинского пласта фильтрат бурового раствора. Для более полного извлечения продуктов кольматации из коллекторов Упинского горизонта необходимо воздействовать на него импульсами давления, создаваемыми свабом. Для этого межтрубное пространство изолируют упорным пакером. Пакер устанавливается на 10 м выше Упинского горизонта.

При таком способе свабирования в момент начала движения сваба происходит разрыв сплошности столба жидкости (вакуумирование ниже башмака сваба).

Процессы, происходящие в этом случае, аналогичны гидравлическому удару, явлению резкого изменения давления в жидкости, вызванному быстрым (мгновенным) изменением скорости ее течения в напорном трубопроводе (например, при быстром перекрытии трубопровода запорным устройством). Т.е. в нашем случае вслед за быстрым движением сваба возникает ударная волна (область разрежения) вдоль насосно-компрессорных труб к перфорированному пласту. Такими импульсами давления удается очистить прискважинную зону пласта от кольматантов.

Итак, для увеличения дебита нефтедобывающую скважину свабируют с установкой пакера.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером до кровли Упинского горизонта, т.е. до глубины 1167,6 м. Производят через колонну насосно-компрессорных труб замену скважинной жидкости на товарную нефть. Выше кровли Упинского горизонта на 10 м на глубине 1157,6 м устанавливают пакер и разобщают межтрубное пространство скважины.

Определяют величину критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный. С учетом того что 1 погонный метр герметичного цементного кольца способен выдержать перепад давления 2 МПа без появления перетоков, герметичный интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, способен выдержать перепад давлений до 4,8 МПа. Таким образом, при свабировании допускать больший перепад не рекомендуется.

Величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:

ΔP=P_пл-2Δh_v-P_плв=9,6+2·2,4-10,6=3,8 МПа.

где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;

Δh_v - высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;

2 - перепад давления в МПа на 1 м непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт от водоносного;

Р_плв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.

Рассчитывают глубину погружения сваба под уровень жидкости в скважине. Максимально допустимая депрессия составляет:

ΔP=P_пл-2Δh_v-P_плв=9,6+2·2,4-10,6=3,8 МПа.

Допустимое забойное давление составляет Р_пл-ΔР=9,6-3,8=5,8 МПа.

Для пластовой нефти плотностью 0,902 г/см³ забойное давление в 5,8 МПа достигается при высоте столба нефти в скважине: Н=643 м или 1167,6-643=524.6 м от устья. Величина заглубления сваба под уровень жидкости должна быть такой, чтобы перепад давления был менее 4,8 МПа. Рассчитывают эту глубину: Н=4,8×100:0,902=532 м.

То есть глубина заглубления сваба под уровень должна быть менее 532 м при плотности жидкости в скважине 0,902 г/см³.

Свабируют скважину до увеличения дебита нефти до 12 м³/сут, при этом не допускают снижения уровня жидкости ниже 524,6 м от устья скважины. В результате получают приток безводной нефти с дебитом 12 м³/сут. Свабирование аналогичной скважины по прототипу приводит к достижению проектного дебита, но с обводненностью добываемой продукции порядка 25-30%.

Применение предложенного способа позволит добиться исключения водопроявления при свабировании скважины.