СПОСОБ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
METHOD OF FORMATION GEOMECHANICAL IMPACT

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек.
Известен способ освоения скважин (Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Карев В.И., Титоров М.Ю., Лесничий В.Ф., Самохвалов Г.В. СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН. RU 2179239, 2000 г.), предусматривающий после выполнения перфорации создание значительной величины депрессии, необходимой для частичного разрушения пласта с последующим ростом проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважины. Данный способ предполагает только однократное снижение давления в пласте и его поддержание на данном уровне до перевода скважины в эксплуатационный режим. Кроме того, он не предназначен для реализации на нагнетательных скважинах.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ геомеханического воздействия на пласт «Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин» (Закиров С.Н., Дроздов А.Н., Закиров Э.С., Дроздов Н.А. и др., RU 2620099, 2017), включающий создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления, причем забойное давление снижают до минимально технологически возможной величины, и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления, а также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, осуществление эксплуатации путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт, определение оптимальной величины депрессии или репрессии с корректировкой проектных режимов эксплуатации.
Недостатком данного способа является малая амплитуда изменения пластового давления, которая не может гарантировать формирование значительной системы микротрещин. Это ограничивает максимальный технически реализуемый диапазон изменения забойного давления, а значит и амплитуду геомеханического воздействия на пласт. Также требуется компоновка с высокопроизводительным насосом для создания в период воздействия большей депрессии на пласт, чем проектные депрессии при последующей добыче флюида.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности добычи нефти из карбонатных, а также низкопроницаемых продуктивных пластов.
Указанная проблема решается тем, что в способе, включающем создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления до минимально технологически возможной величины и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления, а также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, воздействие реализуют путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления, каждый из которых состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, поддержания данного давления на период 1-2 суток, закрытия устья скважины и снятие кривой восстановления давления, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в скважину газа до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, поддержания данного давления на период 1-2 суток, к, снижение давления на устье до атмосферного давления со снятием кривой падения давления, при этом циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах..
В предпочтительных вариантах реализации способа:
- в качестве газа используют азот;
- в качестве газа используют углекислый газ;
- в качестве газа используют углеводородный газ, например, природный газ, или попутный нефтяной газ, или смесь природного и попутного нефтяного газа;
- в скважину для реализации воздействия спускают компоновку оборудования и оснащают устье скважины для компрессорной эксплуатации, причем газ нагнетают в циклах повышения забойного давления в пласт по насосно-компрессорным трубам, а в циклах снижения забойного давления - по затрубному пространству. В циклах снижения давления газ лифтирует жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам;
- после окончания циклов воздействия осуществляют снижение давления газа на устье до атмосферного и без глушения скважины меняют компоновку устьевого и скважинного оборудования на необходимую для дальнейшей эксплуатации скважины в проектном режиме добычи или закачки, например, на компоновку с погружным центробежным насосом.
- Альтернативно низ компоновки оборудования для компрессорной эксплуатации дооборудуют установкой погружного центробежного насоса, на выходе погружного центробежного насоса в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают циркуляционный клапан, при этом выше циркуляционного клапана затрубное пространство скважины перекрывают пакером, после завершения геомеханического воздействия осуществляют снижение давления газа на устье до атмосферного и вводят скважину в эксплуатацию с использованием установки погружного центробежного насоса для обеспечения проектных режимов эксплуатации;
Технико-технический результат изобретения заключается в создании за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема компоновки для реализации способа, на фиг. 2 - вариант системы с дооборудованием установкой погружного центробежного насоса.
Компоновка для реализации способа содержит (см. фиг. 1) спущенную в скважину 1, пробуренную на пласт 2, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3. Пространство между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 1 и внешней поверхностью колонны НКТ 3 - это затрубное пространство 4. Оно перекрыто пакером 5. На устье скважины 1 смонтирована устьевая арматура 6. На ней установлены задвижки 7, 8, 9, 10 и 11. Устьевая арматура 8 соединена с выкидной линией 12. Задвижка 10 соединена с выкидной линии на амбар.
На поверхности размещен компрессор 13 с всасывающей линией 14 и нагнетательной линией 15 для закачки газа в скважину 1. В нижней части колонны НКТ 3 установлен рабочий клапан 16 для подачи газа из затрубного пространства 4 в НКТ 3. На забой скважины 1 спущен глубинный манометр 17 для снятия кривых восстановления и падения давления.
В варианте выполнения компоновки (см. фиг. 2) система содержит присоединенную к колонне НКТ 3 установку погружного центробежного насоса 18 с термоманометрической скважинной системой (ТМС, в состав которой входит глубинный манометр и термометр). Отдельный глубинный манометр, аналогичный 17 на фиг. 1, отсутствует. Система ТМС в составе установки 18 позволяет замерять забойные параметры - давление и температуру. На выходе погружного центробежного насоса 18 в колонне насосно-компрессорных труб 3 установлен циркуляционный клапан 19, при этом выше циркуляционного клапана 19 затрубное пространство 4 скважины 1 перекрыто пакером 5.
Способ осуществляют следующим образом.
На устье скважины устанавливается оборудование, обеспечивающее безопасное нагнетание газа в скважину (в колонну насосно-компрессорных труб НКТ или в затрубное пространство) и контролируемое фонтанирование скважины газо-жидкостной смесью, ее утилизацию.
Создают вокруг ствола скважины зону вторичной трещиноватости путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления. В скважину 1 для реализации воздействия спускают компоновку оборудования и оснащают устье скважины 1 для компрессорной эксплуатации. Вначале, в цикле снижения забойного давления, создают максимально технологически возможную депрессию на пласт. Для этого подают газ по всасывающей линии 16 в компрессор 13, которым повышают давление газа. Далее, по линии нагнетания 15 через открытую задвижку 7, направляют газ в затрубное пространство 4 скважины 1. Задвижки 8 и 9 при этом закрыты. Затем газ подают через рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3, снижая забойное давление для обеспечения максимально технологически возможной депрессии на пласт 2. Подачу газа в НКТ 3 осуществляют через рабочий клапан 16 при перекрытии затрубного пространства 4 пакером 5, чтобы избежать сильных пульсаций давления. Жидкость с газом поступает далее через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1.
Достигнутое забойное давление в скважине 1 поддерживают в течение 1-2 суток. Затем отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 7 и снимают 1-2 дня кривую восстановления давления датчиком 17. После снятия кривой восстановления давления включают компрессор 13 и по нагнетательной линии 15 через открытую задвижку 9 по насосно-компрессорным трубам 3 нагнетают газ до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления. Рабочий клапан 16 при этом закрыт, задвижки 7, 8 и 11 также закрыты. Скважину 1 выдерживают при достигнутом давлении 1-2 суток. Потом отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 9. Далее снимают кривую падения давления датчиком 17 в течение 1-2 суток. После этого поднимают глубинный манометр 17 на поверхность и снижают давление на устье до атмосферного давления, открыв задвижку 10. При этом стравливаемый газ, который может содержать некоторое количество пластовой жидкости, направляют в амбар (на схеме не показан). Накопившуюся в амбаре жидкость откачивают в автоцистерну и увозят на установку подготовки нефти. Затем снова начинают закачку газа компрессором 13 в затрубное пространство 4 скважины 1, как было описано выше, и так далее.
По данным на режимах отбора, закачки, простоя, а также кривых восстановления давления и падения давления (КВД/КПД) оценивают изменение коэффициентов продуктивности/приемистости скважины.
Циклы снижения и роста забойного давления повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину 1 в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания.
В качестве газа используют азот, углекислый газ, а также углеводородный газ, например, природный газ, или попутный нефтяной газ, или смесь природного и попутного нефтяного газа.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве добывающей и оборудования скважины 1 для компрессорной эксплуатации, газ нагнетают компрессором 13 по затрубному пространству 4 через открытый рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3. Газожидкостную смесь направляют затем через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1, задвижки 7, 8, 9 и 10 при этом закрыты.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве нагнетательной и поддержания пластового давления путем закачки газа нагнетают газ компрессором 13 в пласт 2 по насосно-компрессорным трубам 3. Задвижки 7, 8, 11 и рабочий клапан 16 при этом закрыты.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве нагнетательной и поддержания пластового давления путем закачки воды компрессор 13 отключают от скважины 1 и нагнетают в скважину 1 по насосно-компрессорным трубам 3 и далее в пласт 2 воду из системы заводнения нефтяного месторождения.
В варианте способа после окончания циклов воздействия осуществляют снижение давления на устье до атмосферного и без глушения скважины 1, меняют компоновку устьевого и скважинного оборудования на необходимую для дальнейшей эксплуатации скважины 1 в проектном режиме (добычи или закачки). Этот вариант применим для нефтяных скважин с пластовым давлением ниже гидростатического и невысоким газовым фактором.
В другом варианте способа низ компоновки для компрессорной эксплуатации дооборудуют установкой погружного центробежного насоса 18, на выходе погружного центробежного насоса 18 в колонне насосно-компрессорных труб 3 устанавливают циркуляционный клапан 19, при этом выше циркуляционного клапана 19 затрубное пространство скважины перекрывают пакером 5. Циркуляционный клапан 19 может быть различного принципа действия, например, механическим, гидравлическим и т.п.
Геомеханическое воздействие при этом производят следующим образом.
Вначале, в цикле снижения забойного давления, создают максимально технологически возможную депрессию на пласт, подают газ по всасывающей линии 16 в компрессор 13, которым повышают давление газа, и по линии нагнетания 15 через открытую задвижку 7, направляют газ в затрубное пространство 4 скважины 1. Задвижки 8 и 9 при этом закрыты. Затем газ подают через рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3, снижая забойное давление для обеспечения максимально технологически возможной депрессии на пласт 2. Циркуляционный клапан 19 при этом открыт, и жидкость из пласта 2 поступает, минуя насос 18, через циркуляционный клапан 19 в колонну НКТ 3 и поднимается газом на поверхность. Жидкость с газом поступает далее через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1.
При достигнутом забойном давлении выдерживают скважину 1 на режиме 1-2 суток. Затем начинают цикл роста забойного давления. Скважину 1 перекрывают на устье, отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 7. Данный режим выдерживается на период 1-2 суток для снятия кривой восстановления давления термоманометрической скважинной системой ТМС установки погружного центробежного насоса 18. После этого, принудительно повышают забойное давление путем нагнетания в пласт 2 газа включенным компрессором 15 по нагнетательной линии 15 через открытую задвижку 9 по насосно-компрессорным трубам 3 до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления. Рабочий клапан 16 при этом закрыт, задвижки 7, 8 и 11 также закрыты, а циркуляционный клапан 19 открыт, и газ поступает в пласт 2 через циркуляционный клапан 19, минуя насос 18. Далее отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 9, скважину 1 выдерживают при достигнутом давлении 1-2 суток. Далее, открыв задвижку 10, снижают давление на устье до атмосферного и снимают кривую падения давления системой ТМС установки погружного центробежного насоса 18 в течение 1-2 суток. При этом стравливаемый газ с некоторым количеством пластовой жидкости направляют в амбар (на схеме не показан). Накопившуюся жидкость по мере наполнения амбара из него удаляют и увозят на установку подготовки нефти. Затем снова начинают закачку газа компрессором 13 в затрубное пространство 4 скважины 1, как было описано выше, и так далее.
Циклы снижения и роста забойного давления повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости.
После завершения геомеханического воздействия осуществляют снижение давление на устье до атмосферного, путем стравливания газа в линию 12, и вводят скважину в эксплуатацию с использованием установки погружного центробежного насоса 18 для обеспечения проектных режимов эксплуатации. После включения установки погружного центробежного насоса 18 циркуляционный клапан 19 закрывают и жидкость из пласта 2 откачивают установкой погружного центробежного насоса 18 на поверхность по колонне НКТ 3. Задвижка 11 при этом открыта, и добытая продукция поступает в выкидную линию 12 скважины 1, задвижки 7, 8, 9 и 10 при этом закрыты.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин, повысив при этом эффективность добычи нефти.
Техническая реализуемость изобретения основывается на использовании готовых или доступных для изготовления узлов и оборудования.