СПОСОБ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ В СКВАЖИНЕ
METHOD OF PROTECTION AGAINST SAND PHENOMENA IN WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче жидкости для борьбы с пескопроявлением в скважинах, пробуренных с поверхности.
Известны способы борьбы с пескопроявлением в скважине путем перекрытия забоя добывающей скважины фильтрами или закрепления слабосцементированных пород на забое скважины пластмассами, смолами и т.д. (Книга под общей редакцией проф. И.М.Муравьева «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», издательство «Недра», М., 1965 г., стр.158-159).
Однако при добыче высоковязкой нефти с помощью тепловых методов, а также в результате проведения различных методов повышения нефтеотдачи пласта, например закачки растворителей, проведения кислотных обработок призабойной зоны пласта и других методов происходит разрушение связующих породу веществ, в результате чего в скважину вместе с нефтью поступает большое количество песка, что приводит к забиванию фильтров, а также образованию в добывающих скважинах песчаных пробок, прекращающих приток нефти.
Также известен способ борьбы с пескопроявлением в скважине, в соответствии с которым при добыче нефти глубинный насос добывающей скважины снабжают газопесочным сепаратором с песколовушкой (А.с. СССР №1760099, Е21В 43/38 от 10.08.1989 г.).
Недостатком способа является то, что при активном разрушении слабосцементированных пластов происходит быстрое забивание песколовушки продуктами разрушения продуктивного пласта, что осложняет работу глубинного насоса и приводит к необходимости подъема песколовушки на поверхность для очистки. Как правило, из-за ограниченных размеров песколовушки забивание ее происходит чаще, чем межремонтный период работы насоса, в результате чего снижается добыча нефти по залежи.
Другие известные способы борьбы с пескопроявлением в скважине предусматривают остановку скважины, подъем глубинно-насосного оборудования на поверхность, спуск промывочного или очистного инструмента и осуществление ремонта скважины.
Известен способ борьбы с пескопроявлением в скважинах путем очистки песчаных пробок с помощью желонок (Книга «Технология и техника добычи нефти и газа», Муравьев И.М., Базлов М.Н. и др., изд-во «Недра», 1971 г. стр.457).
Однако очистка скважин от песчаных пробок с помощью желонок требует значительного времени на проведение спуско-подъемных операций и, кроме того, происходит завальцование перфорационных отверстий фильтра при проходе желонки по скважине во время спуско-подъемных операций, что приводит к снижению скважинности фильтра. Для горизонтальных скважин, при большой их протяженности, возможен обрыв инструмента.
Другой известный способ борьбы с пескопроявлением в скважине предусматривает спуск гибкой насосно-компрессорной трубы (НКТ) в зацементированную обсадную колонну, заканчивающуюся перфорированным хвостовиком или фильтром, закачку в НКТ промывочной жидкости для осуществления размыва песчаной пробки струей промывочной жидкости через насадку на конце НКТ. После ликвидации песчаной пробки извлекают технологическую колонну и скважину вводят в эксплуатацию (статья «Технологии очистки забоя скважины от песка с использованием колтюбинговой установки. / В.А.Васильев, В.Е.Дубенко и др., ОАО «СевКавНИПИгаз», г.Ставрополь // Материалы первой всероссийской заочной конференции «Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации», Северо-Кавказкий государственный технический университет, 2005 г.).
Недостатком способа является необходимость извлечения глубинного насосного оборудования в случае насосной эксплуатации скважин и, как результат, прекращение добычи нефти на период ликвидации песочной пробки, а также существенные затраты времени и средств на проведение операций по ликвидации песчаной пробки за счет длительности осуществления спуско-подъемных операций.
Также известен способ борьбы с пескопроявлением в скважине, принятый авторами за прототип, включающий спуск обсадной колонны и ее цементирование до устья, спуск в скважину на участке продуктивной части пласта перфорированного хвостовика или фильтра с последующим спуском технологической колонны, в которую осуществляют закачку промывочной жидкости или иного рабочего агента. Способ используют в горизонтальных скважинах, пробуренных с поверхности. В качестве технологической колонны используют гибкую насосно-компрессорную трубу (НКТ). Размыв песчаной пробки осуществляют струей промывочной жидкости через насадку на конце НКТ. Периодически осуществляют допуск гибкой НКТ на длину очищенного горизонтального интервала скважины до полной ликвидации песчаной пробки, затем извлекают технологическую колонну и скважину вводят в эксплуатацию (патент РФ №2165007, Е21В 37/00 от 25.05.1999 г.).
Недостатком данного способа также является необходимость извлечения глубинного насосного оборудования в случае насосной эксплуатации скважин и, как результат, прекращение добычи нефти на период ликвидации песочной пробки. Вместе с тем, необходимость периодического допуска гибкой НКТ, спущенной в скважину, то есть наращивание ее длины по мере разрушения песчаной пробки по длине горизонтального участка, а также последующее извлечение технологической колонны на поверхность для ввода скважины в эксплуатацию, увеличивает время проведения подземного ремонта и, соответственно, время прекращения добычи нефти.
Задачей настоящего изобретения является увеличение добычи нефти за счет сокращения времени и затрат на проведение подземного ремонта по предотвращению образования песчаных пробок.
Поставленная задача достигается тем, что для борьбы с пескопроявлением в скважине осуществляют спуск обсадной колонны и ее цементирование до устья, спуск в скважину на участке продуктивной части пласта перфорированного хвостовика или фильтров с последующим спуском технологической колонны, в которую осуществляют закачку промывочной жидкости.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- дополнительно параллельно технологической колонне спускают в скважину насосное оборудование;
- технологическую колонну спускают до забоя скважины;
- перед спуском в скважину в технологической колонне в месте расположения ее на участке продуктивного пласта выполняют перфорационные отверстия;
- на конце технологической колонны устанавливают заглушку;
- закачку промывочной жидкости в технологическую колонну осуществляют циклически при работающем насосном оборудовании для добычи нефти;
- начало каждого цикла закачки промывочной жидкости в технологическую колонну определяют по достижению количества взвешенных частиц в добываемой продукции значения, указанного в паспортных данных насосного оборудования.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение добычи нефти за счет сокращения времени и затрат на проведение подземного ремонта по предотвращению образования песчаных пробок, а именно: постоянное нахождение технологической колонны в скважине позволит осуществлять циклическую закачку промывочной жидкости во время работы насосного оборудования в течение всего периода эксплуатации скважины. Спуск технологической колонны до забоя скважины, выполнение отверстий по длине колонны в месте расположения ее на участке продуктивного пласта, установка заглушки на конце колонны, циклическая кратковременная подача промывочной жидкости в технологическую колонну во время работы насосного оборудования для добычи нефти создает благоприятные условия для предотвращения запескования скважины. Промывочную жидкость, например пластовую жидкость, подают под давлением в объемах, равным одному - двум объемам участка скважины, находящегося в продуктивном пласте. Промывочная жидкость через перфорационные отверстия поступает в скважину, производя взмучивание отложившегося песка, при этом работа насосного оборудования не прекращается и полученная эмульсия (жидкость и мехпримеси) откачивается на поверхность. Движение эмульсии по перфорированному участку скважины обеспечивается депрессией, создаваемой насосным оборудованием, а откачка на поверхность обеспечивается напором, создаваемым насосным оборудованием. В предлагаемом способе для подачи эмульсии на поверхность не используют энергию пласта (пластовое давление), поэтому способ может быть использован в пластах с аномально низким давлением. Давление промывочной жидкости на выходе из отверстий на длине технологической колонны, расположенной в продуктивном пласте, должно быть выше пластового давления для обеспечения ее поступления в скважину. За счет давления промывочной жидкости также происходит промывка перфорационных отверстий хвостовика или фильтров скважины и непосредственно призабойной зоны пласта, в результате чего повышается продуктивность скважины.
Таким образом, предлагаемый способ не требует дополнительных спуско-подъемных операций и затрат на оплату человеческого труда и оборудования для проведения подземного ремонта скважин по ликвидации песчаных пробок, что существенно удешевляет процесс борьбы с пескопроявлением и сокращает время его проведения, подземный ремонт скважин осуществляют без остановки процесса добычи нефти, при этом способ применим для ремонта скважин в условиях аномально низкого пластового давления.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг.1 представлена схема конструкции горизонтальной скважины для реализации способа.
На фиг.2 представлена схема конструкции вертикальной скважины для реализации способа.
Способ осуществляют следующим образом. В добывающую скважину 1, пробуренную с поверхности, спускают обсадную колонну 2 и цементируют ее до устья с образованием цементного камня 3. На участке продуктивного пласта скважину оборудуют перфорированным хвостовиком или фильтрами 4. В подготовленную скважину спускают технологическую колонну 5 для постоянного ее нахождения на весь период эксплуатации скважины. Затем в скважину спускают насосное оборудование 6 для добычи нефти, например электроцентробежный насос. В качестве технологической колонны может быть использована, например, колонна насосно-компрессорных труб. Перед спуском в скважину в технологической колонне 5 в месте расположения ее на участке продуктивного пласта, где происходит поступление песка из пласта в скважину, выполняют перфорационные отверстия 7. Каналы отверстий могут быть выполнены перпендикулярно относительно оси колонны, но могут быть выполнены с наклоном в направлении насосного оборудования или чередоваться между собой с целью активизации тока промывочной жидкости и перемещения песка в направлении насосного оборудования. На конце технологической колонны устанавливают заглушку 8. Расчет давления на выходе из перфорационных отверстий технологической колонны производят по законам гидравлики (уравнение Бернулли) с учетом гидравлических сопротивлений на трение и выхода из отверстий. Плотность перфорационных отверстий по длине технологической колонны определяют на основе гидравлического расчета, при условии равномерного расхода промывочной жидкости из колонны в скважину. Перфорационные отверстия в технологической колонне выполняют, например, одинакового размера с разной плотностью по длине колонны пропорционально давлению жидкости в колонне, то есть плотность отверстий на единицу длины технологической колонны увеличивают от начала к концу колонны или разного размера с одинаковой плотностью пропорционально давлению жидкости в технологической колонне, то есть площадь их выходного сечения увеличивают к концу колонны, что обеспечивает равномерный расход промывочной жидкости из технологической колонны в скважину. Увеличение плотности перфорационных отверстий в технологической колонне в местах пересечения трещин или тектонических нарушений создает наиболее благоприятные условия в указанных участках скважины для взмучивания песка, поступающего в скважину в большем объеме.
Для предотвращения образования песчаных пробок в скважине 1 в технологическую колонну 5 циклически закачивают промывочную жидкость, которая, выходя под давлением из перфорационных отверстий 7, мощной струей взмучивает оседающий в скважине песок, а установленная на конце технологической колонны заглушка предотвращает уход промывочной жидкости из колонны без разрушения слоя осевшего песка. Песок во взмученном состоянии переносится промывочной и пластовой жидкостью к приемному модулю работающего насосного оборудования 6 и откачивается на поверхность. В качестве промывочной жидкости, закачиваемой в технологическую колонну, используют пластовую жидкость, и (или) ПАВ, и (или) воду, и (или) промывочные пены. Тип промывочной жидкости, цикличность ее нагнетания, параметры нагнетания определяют опытным путем, а также в зависимости как от текущего состояния показателей работы скважины, так и конструктивных особенностей имеющегося поверхностного и подземного оборудования. Основным параметром, обуславливающим циклы и объемы прокачиваемой жидкости, является: показатель количества взвешенных частиц (КВЧ) в откачиваемой продукции, значения которого не должны превышать значений, указанных в паспортных данных насосного оборудования. Закачку промывочной жидкости могут производить, как от единой аккумулирующей технологической емкости на всю группу скважин участка при обвязке технологических колонн скважин одним коллектором, так и от индивидуальной аккумулирующей емкости на технологическую колонну одной скважины. Для обеспечения одинакового расхода промывочной жидкости по длине технологической колонны через отверстия и, соответственно, обеспечения равномерности размыва отложений песка разработана программа расчета количества отверстий по длине технологической колонны, которая позволяет оперативно проводить расчеты для скважин различной протяженности. Условие расчета - расход жидкости по перфорированному участку технологической колонны, должен быть одинаковым. Следовательно, плотность отверстий в технологической колонне может быть переменной при одинаковом размере отверстий или постоянной при разном размере отверстий. Желательно, чтобы максимальные размеры перфорационных отверстий не превышали среднего размера гранулометрического состава песчаника для предотвращения запескования самой технологической колонны. При превышении размеров потребуется увеличивать частоту закачки промывочной жидкости. Выбор типа перфорационных отверстий зависит от технических возможностей предприятия, выполняющего данную работу.
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти на участке ОПУ-3. Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности.
2
На участке ОПУ-3 площадью 63 тыс. м пробурены три пары горизонтальных скважин с горизонтальным стволом 300 м. Разработка участка ведется по технологии термогравитационного дренирования пласта, при котором горизонтальные стволы каждой пары скважин расположены в одной вертикальной плоскости, при этом верхняя скважина нагнетательная, а нижняя - добывающая. Пласт терригенный, переслоенный аргиллитовыми пропластками, которые в процессе разработки размываются фильтрующейся жидкостью, и продукты разрушения переносятся к добывающей скважине, что приводит к кальматации призабойной части пласта и снижению проницаемости. Участок ОПУ-3 расположен на шахтных площадях, ранее отработанных шахтным способом на естественном режиме плотной сеткой подземных скважин, пробуренных из горных выработок. Это привело практически к полному истощению пластовой энергии и давление в кровле пласта снизилось до 0,1 МПа. Производить подземный ремонт скважин в данных условиях с помощью промывки или продувки практически невозможно, так как промывочный агент поглощается пластом. В результате ремонт скважин производится с помощью желонирования, что требует большого времени на проведение работ.
Конструкция добывающей скважины следующая:
- внутренний диаметр до начала горизонтального участка - 227 мм;
- внутренний диаметр фильтра-хвостовика на горизонтальном участке скважины - 160 мм;
- диаметр корпуса электроцентробежного насоса - 100 мм;
- насос располагают перед началом горизонтального участка скважины (перед фильтром-хвостовиком).
Конструкция скважины позволяет спустить в нее технологическую колонну, например колонну насосно-компрессорных труб с наружным диаметром 50 мм, внутренним - 40 мм.
Средний гранулометрический состав песчаника пласта равняется 0,6 мм. Поэтому принимаем перфорационные отверстия по технологической колонне круглого сечения с диаметром 0,5 мм. Указанный диаметр снижает вероятность попадания песка из скважины в технологическую колонну. Длина секции технологической колонны - 8 м. В качестве промывочной жидкости используют, например, воду. Плотность перфорационных отверстий по длине технологической колонны определяют на основе гидравлического расчета при условии равномерного расхода промывочной жидкости, например воды из колонны в скважину. Избыточное давление поступления воды над давлением в скважине (пласте) в конце технологической колонны - 0,2 МПа. Давление закачки воды на устье технологической колонны 0,6 МПа. Результаты расчета плотности отверстий по длине горизонтальной части технологической колонны для скважин участка ОПУ-3 приведены ниже.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Промывочная жидкость
вода
Температура промывочной жидкости
20°С
Глубина скважины по вертикали
200.0 м
Радиус искривления скважины
90.0 м
Протяженность горизонтальной части скважины
300.0 м
Внутренний диаметр скважины
0.139 м
Внутренний диаметр технологической колонны
0.040 м
Наружный диаметр технологической колонны
0.050 м
Длина секции технологической колонны
8.0 м
Диаметр отверстий технологической колонны
0.500 мм
Эквивалентная шероховатость труб
0.200 мм
Плотность промывочной жидкости
998.3 кг/м<sup>3</sup>
Вязкость промывочной жидкости
1003.0 мкПа·с
Давление закачки промывочной жидкости на устье скважины
0.600 МПа
Давление на горизонтальном участке добывающей скважины
0.100 МПа
Давление максимальное на конце технологической колонны
0.300 МПа
Давление минимальное на конце технологической колонны
0.290 МПа
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА
3
Расход воды по технической колонне на устье 18.83 м/ч
Для промывки скважины достаточно закачать воду в объеме, равном одному объему горизонтального участка скважины, который составляет
где d - внутренний диаметр скважины, L - протяженность горизонтального участка скважины.
Время на закачку воды в одном объеме горизонтального ствола скважины составит
Полученное время на ремонт скважины в сотни раз меньше, чем при ремонте традиционным способом.
При перепадах давления по длине горизонтального участка для рассматриваемого примера от 0,934 МПа до 0,299 МПа скорость истечения жидкости через перфорационные отверстия составляет 10-25 м/сек. Струя воды, выбрасываемая из перфорационных отверстий с такой скоростью не только легко взмучивает отложившийся песок, но также легко обеспечивает промывку перфорационных отверстий хвостовика или фильтров скважины и непосредственно призабойной зоны пласта, в результате чего существенно повышается продуктивность скважины. Учитывая, что установленный электороцентробежный насос по паспортным данным работает при показателе количества взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой продукции 100 мг/л, целесообразно установить цикличность закачки промывочной жидкости в технологическую колонну при достижении показателя КВЧ - 70 мг/л.
Таким образом, предлагаемый способ не требует дополнительных спуско-подъемных операций и затрат на проведение подземного ремонта скважин по ликвидации песчаных пробок, что существенно удешевляет процесс борьбы с пескопроявлением и сокращает время его проведения, подземный ремонт скважин осуществляют без остановки процесса добычи нефти, при этом способ применим для ремонта скважин в условиях аномально низкого пластового давления.