СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
PROCEDURE FOR WELL OPERATION

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к газонефтедобывающей, и может быть использовано при эксплуатации скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые и при проведении ремонта скважин для борьбы с выносом песка в процессе эксплуатации.
Известно техническое решение (пат. RU 2338871 С1 БИ №32 от 20.11.2008) скважинный самоочищающий фильтр, где при сборке обсадной колонны в компоновку включают фильтрующие элементы с изолированной электрической обмоткой нагрева, соединяя упругими кольцами с контактами в электрическую цепь фильтров, вошедших в компоновку последовательно. В процессе эксплуатации ячейки в обмотке и сетке забиваются АСПО (асфальтосмолистыми и парафиногидратными) отложениями. Для очистки от АСПО в обсадную колонну спускают электрический кабель, соединяют с контактом, вторым контактом является масса. Электроэнергию подводят по кабелю к обмотке. Обмотка выполнена из проволоки с высоким удельным сопротивлением, подогревают нефть, воду, соли и газ. Разогревают до температуры выше температуры плавления парафина, АСПО расплавляется и стекает вниз. Кабель поднимают и скважину вновь вводят в эксплуатацию.
Недостатками решения являются: низкий КПД, связанный со спуском проволочного электронагревателя; при выходе из строя электронагревателя устройство невозможно отремонтировать, необходим подъем эксплуатационной колонны, что осуществить практически невозможно; необходимо каждый раз при очистке от АСПО останавливать скважину и осуществлять спуск кабеля; если установлен электрогенератор, то при этом невозможно осуществлять добычу.
Известен скважинный фильтр с функцией очистки (пат. RU 2332560 С1. БИ №24 от 27.08.2008), где в скважину спускают фильтрующий элемент, выполненный в виде двух изолированных друг от друга посредством сетки из неэлектропроводного материала электродов, выполненных в виде металлической сетки, установленных концентрично на трубе, подключенных к источнику электроэнергии, размещенному на поверхности посредством кабеля. В процессе эксплуатации ячейки в сетках забиваются АСПО. Для очистки в обсадную колонну спускают кабель, подводят электроэнергию по кабелю. В зазоре между сетками, нефть, содержащая соли, воду и газ разогревается до температуры выше температуры плавления парафина. Парафин расплавляется и стекает вниз, фильтр очищается, кабель поднимают и скважину вводят в эксплуатацию.
Недостатками технического решения являются:
- фильтр спускают в компоновке эксплуатационной колонны, что ограничивает использование его в скважинах, где не оборудована колонна данным устройством;
- не подлежит ремонту в случае поломки одного из элементов, т.к. необходимо извлекать эксплуатационную колонну;
- низкий КПД, т.к. прогревается в основном объем между сетками, и температура зависит от состава раствора, расположенного между сетками, при низкой концентрации солей процесс нагрева практически не протекает;
- невозможно поддерживать постоянный нагрев в процессе эксплуатации из-за конструктивных особенностей и низкого КПД устройства;
- невозможно использовать для очистки кислоты, щелочи, т.к. происходит разрушение устройства, выполненного из обычного металла (трубы, резьбы, сетки, кожух);
- невозможно осуществить очистку фильтра от глины и кремнистых соединений;
- способ требует проведения большого количества технологических операций.
2
Наиболее близким техническим решением является способ эксплуатации скважин с использованием трубчатых фильтров, выполненных из прессованного титанового порошка (Маслов И.И. «Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин». М., ВНИИОЭНГ. 1980 г. Стр. 33-39). Технология эксплуатации скважин включает подъем внутрискважинного оборудования, промывку скважин, шаблонирование ствола скважины, сборку и спуск подземного противопесочного оборудования, ввод скважины в эксплуатацию, промывки фильтров при их кольматации. Фильтр представлял собой стальную трубу с окнами. В корпус вставляются два фильтроэлемента длиной по 600 мм на основе прессованного титанового порошка. Предел прочности при испытании гидравлическим давлением 15 кгс/см, основной диаметр пор 510-200 мк, пористость 30-40%, проницаемость не менее 3 Дарси. Низ фильтровой компоновки оборудован клапаном для обеспечения циркуляции в процессе спуска фильтра в скважину. После установки фильтра клапан давлением сверху закрывается и фильтрация жидкости происходит через фильтры. Перед спуском фильтр покрывался слоем парафина, чтобы защитить фильтр от кольматации в процессе спуска. При достижении забоя парафин оплавляется и растворяется в нефти. После спуска раствор заменялся нефтью обратной промывкой.
Недостатками способа являются:
Низкая эффективность работы скважины, вызванная ограниченными возможностями по использованию методов интенсификации - температурное воздействие, гидроимпульсное.
Данный способ неэффективно использовать при эксплуатации газовых скважин, ввиду низких механических показателей оборудования (низкая твердость фильтров и гидравлическая прочность), что приведет к эрозионному разрушению фильтра и соответственно наземного оборудования в результате воздействия пескогазоводяной струи, поступающей в лифтовую колонну
Невозможно провести декольматацию оборудования с использованием кислот, щелочей, так как произойдет разрушение элементов оборудования корпуса, фильтра, резьбы, цементного кольца.
Невозможно осуществить очистку фильтра от глины и кремнистых соединений.
Способ требует проведения большого количества технологических операций.
В основу настоящего изобретения поставлена задача оборудования противопесочной компоновкой призабойной зоны скважины, позволяющей производить обработку призабойной зоны пласта, повысить производительность скважины, декольматацию ПЗС и одновременно очистку добываемого флюида от механических примесей в процессе эксплуатации, повышение эффективности работы скважины за счет применения термических методов воздействия и повышения надежности и продолжительности работы скважины за счет повышенной эрозионной стойкости оборудования.
Для чего в способе эксплуатации скважины, включающем подъем внутрискважинного оборудования, промывку скважины, шаблонирование ствола, сборку и спуск подземного фильтра с клапаном, ввод скважины в эксплуатацию, декольматацию фильтра, отличающуюся тем, что фильтр выполняют в виде фильтроэлементов из пористого карбида кремния, осуществляют нагрев добываемого флюида и призабойной зоны скважины в постоянном или периодическом режиме в процессе отбора пластового флюида, кроме того, спускаемую колонну оборудуют электорокабелем, кроме того, фильтроэлементы в нижней и верхней части оборудованы контактами, кроме того, декольматацию фильтра проводят путем нагрева фильтроэлементов за счет подачи на них напряжения или растворами кислот, растворителей или при совместном воздействии термического воздействия и растворов кислот и растворителей, кроме того, при открытом забое фильтр обсыпают гравийной обсыпкой, состоящей из карбонатов щелочноземельных металлов и кварцевого песка соотношении в % 70-90 кварцевого песка, 30-10 карбонатов щелочноземельных металлов соответственно, кроме того, декольматацию фильтра и призабойной зоны проводят в ходе эксплуатации скважины.
2
2
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Основными причинами вывода скважин из эксплуатации при породопроявлении является кольматация фильтра, либо его разрушение, приводящее к выносу песка. При отсутствии гравийной обсыпки, что не всегда возможно выполнить в связи с конструкцией скважины, геолого-промысловыми данными, фильтр должен выдержать непосредственное воздействие газоводопесчаной смеси, не разрушаясь, для чего он должен обладать соответствующей твердостью и прочностью выше, чем песок. Твердость песчаника с кварцевым цементом 25000 кг/см, категория твердости по шкале Мооса -7, и твердость 3800-15000 кг/см, категория твердости по шкале Мооса 3-6 для песчаников с карбонатным и глинистым цементом (О.Ю.Бергштейн, М.А.Великосельский и др. «Совершенствование методов и средств отбора керна в глубоком бурении». М.: НЕДРА, 1977 г., стр.7-35). Т.е. материал фильтра должен обладать механическими показателями, более высокими по сравнению с приведенными, иначе при отсутствии гравийной набивки вокруг забойного фильтра произойдет его эрозионное разрушение поступающей из каналов перфорации абразивной газоводопесчаной струей.
2
Фильтр, выполненный из материала на основе карбида кремния, обладает значительно более высокими показателями: твердость более 150000 кг/см, категория твердости по Моосу >9 (ОСТ 2-114-71). В табл. приведены физико-механические показатели.
Фазовый состав, мас.%
SiC 90-95, S<sub>icв</sub><10
Плотность, г/см<sup>3</sup>
2,6-3,10±0,05
Структура
поликристаллическая, мелкозернистая
Прочность на изгиб при 20°С, МПа
280-320
Коррозионная стойкость, мг/см<sup>2</sup> сутки:
- потеря массы при кипячении в воде
- потеря массы при кипячении в 1Н растворе HF
<0,01
- потеря массы при кипячении в 1Н растворе NaOH
<0,01
Теплопроводность, Вт/м*К<sup>-1</sup>
180
Твердость кг/мм<sup>2</sup>
>1500
Вязкость разрушения по Палмквисту (W) КН/мм
>0,12
пористость открытая
18-38%
2
Преимуществом предлагаемого решения является то, что скважина, оборудованная фильтроэлементами на основе карбида кремния, обладает рядом технологических возможностей, позволяющих ей работать надежно и эффективно. За счет физико-механических показателей фильтроэлементов твердостью более 150000 кг/см (твердость по Моосу >9), в несколько раз превышающей, металлический фильтр в состоянии выдержать эрозионное воздействие газоводопесчаной смеси в процессе эксплуатации без образования свищей. Образование свищей приводит к тому, что фильтр становится не способным выполнять свои основные функции по удержанию частиц породы, вызывающие разрушение устьевого и наземного оборудования и вывод скважины из эксплуатации в капремонт.
Оборудование обладает высокими коррозионными свойствами, что позволяет их многократную декольматацию в кислых и щелочных растворах, с получением высокой проницаемости.
2
При добыче механические примеси отделяются на фильтре. При кольматации фильтра и ПЗП, и значительном снижении производительности скважины, если причиной кольматации является отложение АСПО, эксплуатация нефтяных скважин, достаточно создать высокую температуру, подав напряжение на карбидокремниевые фильтроэлементы, расплавить АСПО, скважину пустить в эксплуатацию и удалить АСПО вместе с добываемым флюидом на поверхность. Удельное электрическое сопротивление карбида кремния колеблется 300-1400 Ом·мм/м, что позволяет его запитать с использованием стандартных источников электроэнергии (постоянного или переменного напряжения). Фильтр обладает как фильтрующими свойствами, так и работает как нагреватель в одном исполнении, в то время как в известных решениях фильтр - отдельное устройство и электронагреватель отдельно, либо вставлен в фильтр или отдельно подается в зону фильтра в виде ТЭНа (теплонагревательного элемента) на кабеле.
В случае кольматации фильтра, ПЗП породой пласта (глинистые частицы - алевролит, аргелит и др., карбонат, песок) нагрев не даст существенных результатов. Фильтр и ПЗП обрабатывают соответствующими растворами (кислотами соляной, плавиковой), растворителями или щелочами, которые растворяют песок, глину, карбонаты, а т.к. фильтр изготовлен из пористого карбида кремния, который является стойким к воздействию кислот, щелочей, растворителей, это возможно сделать. А в сочетании с температурой эффект многократно возрастает. При подъеме температуры на каждые 10°С, согласно правилу Вант-Гоффа, скорость химических реакций увеличивается в 2-4 раза, что приведет к более эффективному удалению кольматанта за счет увеличения скорости реакции кислоты-растворителя с породой. Кроме того, при температуре 300-400°С и более, создаваемой в ПЗС, возможно за 10-20 часов работы подвергнуть прогреву и осушить призабойную зону толщиной до 10-15 м на глубину более 1-2 м. Это обеспечит ликвидацию зоны кольматации пласта, увеличит фазовую проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет ее осушки, удаление воды, углеводородов, АСПО увеличит фильтрационную способность ПЗП, а при добыче нефти в условиях, когда призабойная зона хорошо прогревается до 90-100°С, вязкость нефти понижается на порядок (Губанов Б.Ф., Жуйко П.В., Черепанов Ф.И. Некоторые особенности реологических свойств легкой усинской нефти и условия ее транспорта. Сб. Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР, ВНИИОЭНГ, 1974, с.132-143). Разжиженная нефть значительно лучше движется по пласту к забою и по лифтовой колонне, на устье при этом дебит скважины увеличивается в 2 и более раз. При росте температуры в ПЗП до 300-400°С происходит дегидратация глинистого материала, скрепляющего терригенный пласт, что увеличит его проницаемость, впоследствии это приведет к уменьшению выноса песка при эксплуатации.
Для предотвращения разрушения от гидростатического давления фильтров нижнюю часть фильтров оборудуют обратным клапаном. При остановке скважины флюид из лифтовой колонны через клапан перетекает в затрубное пространство. При добыче клапан закрывается, и флюид попадает во внутритрубное пространство через фильтр по всей поверхности, а не через башмак.
При эксплуатации скважин с открытым забоем для предотвращения заполнения открытого ствола породой, АСПО фильтр обсыпают гравийной обсыпкой. В качестве гравийной обсыпки используют смесь, состоящую из кварцевого песка и карбонатов щелочноземельных металлов в соотношении, в % 70-90 кварцевого песка, 30-10 карбонатов щелочноземельных металлов соответственно. Ввод карбонатов впоследствии позволит навести дополнительную проницаемость в обсыпке при обработке скважины соляной, плавиковой кислотами.
Нами не обнаружены источники патентной документации и научно-технической литературы, описывающие заявленный способ эксплуатации скважин. Изобретение явным образом не следует из известного уровня техники, т.е. соответствует условию изобретательского уровня. Таким образом, достигаемый технический результат обусловлен неизвестными операциями рассматриваемого способа и их последовательностью.
Предложенное техническое решение обладает критерием «промышленная применимость», т.к. может быть использовано при эксплуатации скважин.
Сущность предлагаемого способа приводится в примере конкретного выполнения.
3
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1200 м. Суточный дебит скважины на штуцере 5 мм 60-70 тм/сут. Продуктивный горизонт залегает на глубине 1171-1190 м и представлен песчаниками, склонными к разрушению. При установке штуцера диаметром более 6 мм, скважина начинает нести породу с флюидом пласта.
3
2
3
Глушение скважины и очистку забоя осуществили промывочной жидкостью плотностью 1120 кг/м, вязкостью 46 сек, СНС - 15/34 мг/см, водоотдача 4-6 см / 30 мин. Промывку проводили в течение 6 часов до момента отсутствия песка в отстойнике. После чего спустили колону, оснащенную кабелем для подвода электроэнергии к карбидокремниевым фильтрам, и забойное оборудование с клапанной системой. Фильтры разместили в интервале 1170-1192 мм. После спуска подземного оборудования, устье скважины герметизируют превентором, обеспечивающим работу при давлении 15,0 МПа.
Намыв гравия на основе карбонатов щелочноземельных металлов и кварцевого песка соотношении, в % 70 кварцевого песка, 30 карбонатов щелочноземельных металлов осуществили на технической воде. В смеситель ЗПА загружают 5200 кг промытого гравия фракции 0,15-3 мм, который обвязывают с цементировочным агрегатом ЦА-320 и затрубным пространством скважины. Воду подают в бункерные трубы, оттуда с транспортируемым гравием в затрубье с расходом 4-6 л/сек. Давление циркуляции составило 3,0-4,0 МПа. Вода, пройдя через щели в фильтре, поступала в НКТ и выходила на поверхность. Окончание намыва зафиксировали повышением давления на затрубье до 6,5-7,2 МПа, что свидетельствовало о заполнении гравием пространства между фильтром, трубой и стенкой скважины, а также между затвором и колонной.
3
Для удаления жидкости носителя из гравийной обсыпки скважину пускают на отбор дебитом газа 240-260 тм/сут. После истечения указанного срока скважину переводят на газ и исследуют.
Результаты исследований показали:
3
- применение способа обеспечило дебит скважины порядка 180-240 тм/сутки;
- эксплуатация скважины ведется при депрессии 0,2-1,0 МПа;
- пескопроявление при эксплуатации скважины на повышенных депрессиях не наблюдалось ввиду повышенной эрозионной устойчивости оборудования.
3
При снижении производительности скважины в результат кольматации добычу остановили, не извлекая лифтовую колонну, закачали в ПЗС соляную кислоту при одновременном прогреве ПЗС и ПЗП в количестве 1,5 м. Карбидокремниевые фильтроэлементы могут применяться при высоких температурах (до 1450-1600°С на поверхности нагревателей), в процессе работы не окисляются, мало подвергаются деформации, не подвергаются коррозии, легко устанавливаются.
Кислота прореагировала с породой пласта и карбонатным материалом обсыпки, очистив фильтр и ПЗП от привнесенной породы пласта и АСПО. Температура в ПЗС достигала 250°С. Скважину ввели в эксплуатацию.
В результате применения предлагаемого способа удалось поднять величину депрессии и производительность скважины.
Особенно способ эффективен при проведении работ в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), когда работы по глушению скважин, интенсификации приводят к потере производительности, и скважина выходит на проектный режим в течение нескольких месяцев, а зачастую на него и не выходит.