СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
METHOD OF CLEANING BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE OF INJECTION WELLS AFTER HYDRAULIC FRACTURING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта.
Известен способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием (патент RU №2159326, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2000 г., Бюл. №32), включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по НКТ к поверхности при резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости. Депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ формируют путем закачки флюида в затрубное пространство скважины при закрытии прерывателем полости НКТ, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости НКТ, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема флюида из скважины, затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости НКТ, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости НКТ, этапы стравливания, формирования импульсов давления и прерывания последних повторяют до снижения сформированного перепада давления, циклы формирования перепада давления, этапы стравливания с формированием импульсов давления проводят до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, при этом в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин используют техническую воду в композиции с химическими реагентами, в частности техническую воду.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность способа, амплитуда волны быстро затухает, требуются регулярный долив жидкости в скважину для поддержания необходимого давления и возбуждение колебаний открыванием и закрыванием прерывателя потока;
- во-вторых, низкое качество очистки призабойной зоны пласта, связанное с тем, что в процессе реализации способа применяют техническую воду, несовместимую с пластовой водой;
- в-третьих, низкая эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), обусловленная тем, что излив из нагнетательной скважины производят с высокой скоростью с возникновением гидроудара, при этом происходит резкий неполный (частичный) вынос загрязнений (кольматанта) из пор пород в призабойной зоне пласта в ствол скважины, что не позволяет восстановить проницаемость призабойной зоны пласта в полной мере. Это приводит к резкому снижению приемистости призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сразу после начала эксплуатации скважины, что негативно отражается на результате ГРП.
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2332557, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.08.2008 г., Бюл. №24), включающий закачку воды в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, при этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой НКТ, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком НКТ и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта кольматанта и газа, при этом излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины с максимальным расходом.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность очистки призабойной зоны, обусловленная тем, что излив из нагнетательной скважины производят с максимальным расходом, при этом происходит резкий нерегулируемый вынос загрязнений и газа из пор пород в призабойной зоне пласта в ствол скважины, при этом частично загрязнения остаются в порах пласта, те которые не успели «оторваться» из пор пород пласта. В основном это мелкие фракции загрязнений, которые не позволяют в дальнейшем в полной мере восстановить проницаемость призабойной зоны пласта, что приводит к потере приемистости низкопроницаемого пласта нагнетательной скважины сразу после начала эксплуатации скважины, а это негативно отражается на результате ГРП в целом;
- во-вторых, низкое качество очистки призабойной зоны пласта, связанное с тем, что в процессе реализации способа применяют водогазовую смесь, несовместимую с пластовой водой и вызывающую набухание глин пласта, а низкое содержание газа в смеси (от 1:1 до 1:5) ухудшает разрушение заиленных отложений в порах призабойной зоны пласта;
- в-третьих, ограниченное применение, так как при реализации способа в качестве газа применяют попутный нефтяной газ из близкорасположенной добывающей скважины, поэтому при отсутствии последней вблизи нагнетательной скважины реализация способа невозможна. Кроме того, при использовании попутного нефтяного газа возникает взрыво- и пожароопасная ситуация на скважине.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП и снижение потери приемистости низкопроницаемых пластов при последующей эксплуатации скважины за счет обеспечения полного выноса загрязняющих частиц различных фракций из призабойной зоны пласта плавным регулируемым изливом жидкости с загрязнениями и газом в емкость через штуцер, повышение качества очистки за счет применения пены, в состав которой входит жидкость, совместимая с пластовой водой и породами, слагающими пласт, а также расширение функциональных возможностей способа и исключение возникновения взрывопожароопасной ситуации на скважине.
Поставленные технические задачи решаются способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку водогазовой смеси в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины, излив с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа из нагнетательной скважины в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины.
Новым является то, что после проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной, при этом давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП, при этом каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер, при этом проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции, по окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины промывочной жидкостью, причем после промывки производят посадку пакера для проведения следующего цикла.
Сущность способа.
Причиной снижения приемистости скважин после ГРП является то, что закачиваемая в пласт вода всегда содержит в себе различного рода примеси. Фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости и уменьшением содержания в фильтрате частиц всех размеров. Размер частиц, содержащихся в закачиваемой воде, должен быть либо очень малым, чтобы они могли транспортироваться на большие расстояния от забоя скважины и не заиливать призабойную зону, либо быть намного больше самых больших пор, чтобы они не имели возможности заходить в них и, следовательно, кольматировать поры. В этом случае большие частицы создают защитный экран высокой проницаемости для закачиваемой воды непосредственно на поверхности пористой среды. При закачке в пласт любых жидкостей имеет место снижение приемистости нагнетательных скважин. Установлено, что коллекторы с низкой проницаемостью кольматируются до более высоких значений быстрее, особенно при прокачке меньших объемов воды. Это всегда нужно иметь в виду и не относить процессы снижения проницаемости только за счет разбухания глин. Пласты с низкой проницаемостью при закачке неочищенной до высоких кондиций воды будут кольматированы в первые же часы работы скважин со всеми вытекающими отсюда последствиями. Обязательным элементом после проведения ГРП в нагнетательных скважинах должно быть последующее незамедлительное удаление из пластов попавших в них реагентов. Если вода не пройдет через закольматированные участки пласта, нефть из них вытеснена не будет.
Предлагаемый способ реализуется в нагнетательных скважинах с низкопроницаемыми пластами, характеризующихся кольматацией призабойной зоны пласта после проведения в них ГРП. Он осуществляется путем циклического надавливания на пласт пеной со ступенчатым увеличением давления и последующим постепенным ступенчатым сбрасыванием давления (регулируемым изливом) в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны «репрессии-депрессии», разрушают структурные связи кольматанта в порах призабойной зоны низкопроницаемого пласта, образовавшегося там в результате выпадения примесей из воды, закачиваемой в пласт в процессе проведения ГРП, а ступенчатое увеличение скорости излива, регулируемое на устье скважины штуцерами, способствует постепенному выносу кольматанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины.
На фиг. 1, 2, 3 последовательно и схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП.
3
2
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП включает спуск в скважину 1 (см. фиг. 1) колонны НКТ 2 с пакером 3. На устье скважины готовят водогазовую смесь в виде пены, при этом жидкость, используемая в пене, должна быть совместимой с пластовой водой и слагающими пласт 4 породами. В качестве жидкости для приготовления пены используют жидкость, совместимую с пластовой водой и слагающими пласт породами, например пресную воду плотностью ρ=1020 кг/м с добавлением 3%-ного раствора хлористого кальция (CaCl), что исключает набухание глин в пласте 4. А также используют кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77. Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в жидкость добавляют 1%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) ОП-10, используемый по ГОСТ 8433-81. Данную жидкость готовят в емкости 5 на устье скважины 1.
В качестве газа для приготовления пены используют инертный газ, например азот, который доставляют на скважину 1 в цистерне 6 или вырабатывают непосредственно на устье скважины 1 при помощи азотной станции. Инертный газ исключает создание на скважине взрыво- и пожароопасной ситуации.
Далее на устье скважины 1 обвязывают насосный агрегат 7 и газокомпрессорную установку 8 через тройник 9 с колонной НКТ 2. Насосный агрегат и газокомпрессорную установку используют любого известного производителя. Запускают в работу насосный агрегат 7, который производит закачку жидкости из емкости 5, и газокомпрессорную установку 8, которая подает азот из цистерны 6.
3
В колонну НКТ 2 подают пену с качеством пены 60-70, т.е. с содержанием газа (азота) 60-70% в объемной концентрации и 30-40% жидкости в объемной концентрации на 1 м пены. Качество пены 60-70 при ее закачке в скважину 1 по колонне НКТ 2 регулируют объемами подачи жидкости и газа, закачку осуществляют при помощи насосного агрегата 7 и газокомпрессорной установки 8.
3
Производят замену скважинной жидкости на пену по всему стволу скважины, т.е. в объеме скважины, например 22 м. Производят посадку пакера 3 выше кровли пласта 4, при этом башмак 10 колонны НКТ 2 располагают ниже подошвы 11 пласта 4 на 3 м. Далее последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт 4 пеной, при этом давление закачки пены в пласт с каждым циклом поднимают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем (третьем) цикле надавливания давления, при котором производился ГРП, например, на 10%. Например, давление ГРП в процессе его проведения составляло 23 МПа. Осуществляют три цикла надавливания до значений давления: 9,0; 15,0; и 21,0 МПа, при этом на устье скважины 1 на верхнем конце в колонну НКТ 2 при каждом цикле надавливания на пласт 4 пеной устанавливают соответствующий каждому значению давления штуцер 12 с проходным диаметром - d, равным 10, 8 и 6 мм соответственно, т.е. с увеличением давления надавливания на пласт 4 уменьшают пропускной диаметр штуцера 12.
3
Благодаря ступенчатому повышению давления закачки пены в каждом цикле происходят разупрочнение кольматантов (примесей) и отрыв их от стенок поровых каналов коллектора, а благодаря уменьшению пропускного диаметра штуцера с увеличением давления надавливания на пласт улучшаются условия выноса защемленных фаз газа, нефти и воды, интенсифицируются фильтрация и продвижение твердых и высоковязких частиц по поровой среде. Каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт 4 с качеством пены 60-70, т.е. с содержанием газа (азота) 60-70% в объемной концентрации и 30-40% жидкости в объемной концентрации на 1 м пены, при этом насосный агрегат 7 производит закачку жидкости из емкости 5, газокомпрессорная установка 8 подает азот из цистерны 6.
Технологические операции по закачке пены в пласт 4 (см. фиг. 2) по колонне НКТ 2 производят до давления, соответствующего каждому циклу с последующим сбросом давления через колонну НКТ 2 с открытием крана 13 на устьевой арматуре и изливом жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта кольматанта и газа из нагнетательной скважины 1 через штуцер 12 в емкость 14, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.
Производят первый цикл надавливания пеной на пласт 4, состоящий из трех технологических операций по надавливанию пеной под давлением закачки 9,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (9,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (9,0 МПа/3=3,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения нуля в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, в первом цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 3,0 МПа, т.е. до 6,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 6,0 МПа, т.е. до 3,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 9,0 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Производят второй цикл надавливания пеной на пласт 4, также состоящий из трех технологических операций по надавливанию пеной под давлением закачки 15,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (15,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (15,0 МПа/3=5,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения нуля в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, во втором цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 15,0 МПа сбрасывают давление на 5,0 МПа, т.е. до 10,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 15 МПа сбрасывают давление на 10,0 МПа, т.е. до 5,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 15,0 МПа сбрасывают давление на 15 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Производят третий цикл надавливания пеной на пласт 4, также состоящий из трех технологических операций по закачке пены в пласт 4 под давлением закачки 21,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (21,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (21,0 МПа/3=7,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения атмосферного давления в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, в третьем цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 7,0 МПа, т.е. до 14,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 14,0 МПа, т.е. до 7,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 21,0 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Излив через штуцер 12 со ступенчатым сбросом давления после каждой технологической операции создает в обратном потоке по колонне НКТ 2 пену с регулируемым газосодержанием, что обеспечивает оптимальный уровень депрессии на пласт 4 и наиболее благоприятные условия для извлечения загрязняющих жидких и твердых частиц (кольматанта) из поровой среды коллектора и их эффективного выноса по стволу скважины.
Повышение эффективности предлагаемого способа достигается за счет циклического глубокого воздействия упругими колебаниями давления пены на загрязненную призабойную зону пласта с регулируемой скоростью сброса давления (излива), и при этом в забое скважины создается пониженное давление, способствующее движению кольматирующих частиц и их выносу из призабойной зоны в скважину.
3
3
По окончании каждого цикла, т.е. три раза (между первым и вторым, вторым и третьим, после третьего), производят распакеровку пакера 3 (см. фиг. 3), закрывают краны 13, 15 и открывают кран 16, производят обратную промывку скважины 1, например, в объеме скважины, равном 22 м, технологической жидкостью, например сточной водой плотностью ρ=1100 кг/м. Закачку технологической жидкости осуществляют насосным агрегатом 17 любого известного производителя из автоцистерны (на фиг. 1, 2, 3 не показана) в межколонное пространство 18 (см. фиг. 3) и выходом по колонне НКТ 2 в желобную емкость 19. По окончании промывки после каждого цикла производят посадку пакера 3 для проведения следующего цикла.
После обратной промывки по окончании третьего цикла демонтируют оборудование на устье и извлекают колонну НКТ 2 с пакером 3 из скважины 1.
Предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины позволяет:
- повысить эффективность очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП и снизить потери приемистости низкопроницаемых пластов за счет обеспечения полного выноса загрязняющих частиц различных фракций из призабойной зоны пласта плавным регулируемым изливом жидкости с загрязнениями и газом в емкость через штуцер при последующей эксплуатации скважины;
- расширить функциональные возможности способа независимо от наличия близкорасположенной добывающей скважины;
- повысить качество очистки за счет применения пены, в состав которой входит жидкость, совместимая с пластовой водой и породами, слагающими пласт;
- исключить возникновение взрыво- и пожароопасной ситуации на скважине за счет применения инертного газа.