СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.
Известен способ «термозондирования» пласта, в котором кривые падения давления и изменения температуры преобразуют в полулогарифмические координаты и выделяют прямолинейные участки, по которым определяют коэффициенты гидропроводности и Джоуля-Томсона (Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1965. - 238 с.).
Этот способ обладает следующими недостатками: предполагается, что скважина пускается с постоянным дебитом, т.е. не учитывается влияние ствола скважины; на реальных кривых не всегда удается выделить прямолинейные участки, это особенно касается изменения температуры; чувствительны к погрешностям исходной информации; не учитывается кондуктивный перенос тепла.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины, который включает измерение по стволу скважины на разных режимах ее работы температуры или сигнала пассивного акустического шума и выявлением возможных зон заколонных движений флюидов, в которых дополнительно регистрируют амплитуду электромагнитного поля в частотном диапазоне 60-280 Гц, по наличию аномалий определяют интервалы заколонного перетока пластовой воды, а по форме аномалий - направление движения пластовой воды (Патент РФ №2078923, опубл. 1997.05.10 - прототип).
Недостатком известного способа является невозможность определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего обводненного пласта в скважину.
В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы, согласно изобретению, предварительно проводят перфорацию скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта, эксплуатацию скважины, остановку скважины, технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления, запуск скважины в эксплуатацию, а измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы производят после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно с одновременным измерением давления по стволу скважины, на полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту, определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений, строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление, на графике отмечают забойное давление, менее которого кривая графика принимает вид вертикальной или близко к вертикальной линии, дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже отмеченного забойного давления.
Сущность изобретения
При эксплуатации нефтедобывающей скважины при превышении забойного давления выше критического происходит подтягивание конуса воды от нижележащего водоносного пласта к перфорационным отверстиям и преждевременное обводнение добываемой нефти. В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме. Задача решается следующим образом.
Выполняют перфорацию нефтедобывающей скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта. Применение сверлящего перфоратора позволяет избежать отрицательного воздействия от кумулятивной перфорации на заколонный цементный камень, исключить его разрушение и избежать подъема воды вдоль скважины по разрушенному цементному камню. Скважину эксплуатируют, добывая нефть. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления. После выравнивания давлений запускают скважину в эксплуатацию. Скважина выходит на режим эксплуатации не сразу, а в течение довольно длительного периода. При этом забойное давление в скважине постепенно снижается, достигая рабочего. После запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно производят измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы с одновременным измерением давления по стволу скважины. На фиг.1 представлен график в координатах глубина скважины - температура. Кривые 1-8 характеризуют изменение температуры по стволу скважины после запуска ее в эксплуатацию при разных забойных давлениях. Интервал перфорации 9 показан пунктиром, водонефтяной контакт - 10. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление. На фиг.2 представлен график зависимости разности температур между температурой на уровне нижнего перфорационного отверстия и водонефтяного контакта и забойным давлением. На графике видно, что кривая монотонно повышается при снижении пластового давления, после точки «А» кривая принимает практически вертикальный вид, а после точки «В» кривая вновь монотонно повышается. Точка «А» свидетельствует о начале поступления воды из нижележащего обводненного пласта к перфорационным отверстиям, т.е. о начале образования конуса обводнения. Точка «В» свидетельствует об установившемся соотношении нефти и воды.
Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже забойного давления, соответствующего точке «А».
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нефтедобывающую скважину глубиной 1264 м, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб и глубинным штанговым насосом. Продуктивный пласт находится на отметках 1241-1252 м. Водонефтяной контакт находится на отметке 1252 м. В скважине выполнена перфорация сверлящим перфоратором в интервале 1241-1245 м. Через скважину добывают нефть в течение 2 месяцев. Отмечают увеличение обводненности нефти до 50%. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления. После выравнивания давлений запускают скважину в эксплуатацию. Сразу после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно производят измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы с одновременным измерением давления по стволу скважины. На фиг.1 представлен график в координатах глубина скважины - температура. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Результаты представлены в таблице. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление. На фиг.2 представлен график зависимости разности температур между температурой на уровне нижнего перфорационного отверстия и водонефтяного контакта и забойным давлением. На графике видно, что кривая монотонно повышается при снижении пластового давления, после точки «А» кривая принимает практически вертикальный вид, а после точки «В» кривая вновь монотонно повышается. Точка «А» свидетельствует о начале поступления воды из нижележащего обводненного пласта к перфорационным отверстиям, т.е. о начале образования конуса обводнения. Точка «В» свидетельствует об установившемся соотношении нефти и воды.
Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже забойного давления, соответствующего точке «А», т.е. с забойным давлением не ниже 6,6 МПа.
В результате обводненность нефти снизилась с 50 до 15%.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме.
№ кривой
Разность температур между точками на уровне водонефтяного контакта и нижнего перфорационного отверстия, °C
Забойное давление, МПа
1
1,000251
7,80
2
1,00014
7,78
3
1,00446
7,57
4
1,00686
6,90
5
1,00789
6,64
6
1,00825
6,56
7
1,01235
6,51
8
1,01674
5,82