СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
SIMULATED COMPLETION METHOD FOR GAS WELL PRODUCTIVE FORMATIONS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.
Известен способ вскрытия продуктивных пластов скважин, включающий перфорацию скважины при депрессии на пласт, спуск в скважину и размещение над интервалом перфорации колонны насосно-компрессорных труб с корпусом струйного насоса и пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером ниже корпуса струйного насоса, совместное освоение и исследование скважины в подпакерной зоне путем многократного циклического воздействия на пласт переменным давлением, создаваемым с использованием струйного насоса, причем перфорацию производят после герметизации межтрубного пространства при регулируемом с помощью струйного насоса давлении в подпакерной зоне, а воздействие на пласт переменным давлением производят последовательным созданием депрессии и репрессии на пласт, причем репрессию на пласт создают прокачкой жидкости в подпакерную зону через вставку струйного насоса при открытом обратном клапане (патент SU №1572084, МПК Е21В 43/11, опубл. 20.11.1996).
Данный способ позволяет повысить эффективность освоения скважины. Однако недостатком данного способа является большая затратность и длительность работ.
3
2
3
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ вскрытия продуктивных пластов скважины, при котором в скважину до ее искусственного забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см, устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта, вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см (компрессором), спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале, вызывают приток газа из пласта, производят удаление техногенных жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом, перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины, затем в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора путем сброса газа из скважины на факел, проводят исследовательские работы, закачивают на забой скважины от 3 до 7 м метанола (патент RU №2289681, МПК Е21В 43/11, опубл. 28.07.2005).
Данный способ успешно решает поставленные задачи. Однако высокие трудоемкость и материально-технические затраты способа, использование для вскрытия пласта перфораторов, разрушающих крепь скважины, приводящих к ее раннему обводнению из-за перфорации, снижают суммарную эффективность способа.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка способа, обеспечивающего сокращение трудовых и материальных затрат на проведение мероприятий по очистке скважины от бурового раствора, техногенных жидкостей, гидратов, повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин.
Техническим результатом изобретения является сокращение продолжительности работ и затрат по очистке скважины, повышение качества вторичного вскрытия пластов, повышение ее продуктивности и сокращение срока вывода скважин в эксплуатацию, уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе вторичного вскрытия продуктивного пласта газовых скважин, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб с воронкой в скважину до интервала перфорации, спуск в колонну насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле одного или сборки перфораторов в интервал перфорации, создание депрессии в интервале продуктивного пласта, перфорацию продуктивного пласта с последующим вызовом из него притока газа, удаление техногенных жидкостей из скважины и очистку призабойной зоны пласта путем отработки перфорированного интервала скважины газом, особенностью является то, что перед спуском в колонну насосно-компрессорных труб к перфоратору или сборке перфораторов присоединяют контейнер, заполненный химическим веществом, после спуска перфоратора или сборки перфораторов в интервал перфорации осуществляют разрушение защитной оболочки контейнера, при этом депрессию в интервале продуктивного пласта создают воздействием химического вещества, находящего в контейнере, после чего производят вскрытие продуктивного пласта одним или сборкой перфораторов одновременно или с разделением во времени. Разрушение защитной оболочки контейнера осуществляется принудительным путем при помощи пиропатрона, детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции.
Кроме того, в качестве химического вещества, размещенного в контейнере, используют пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции. В случае падения или исчезновения депрессии в интервале продуктивного пласта по причине, например, обводнения осуществляют дополнительную доставку в интервал скважины контейнера с химическим веществом и его срабатывание. В случае присутствия в интервале перфорации химических соединений, препятствующих генерации пены и созданию депрессии, производят перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия.
Причинно-следственная связь между заявляемым техническим результатом и существенными признаками технического решения следующая.
Для повышения качества вторичного вскрытия продуктивного пласта скважины, способ предусматривает проведение вскрытия продуктивного пласта кумулятивными перфораторами с минимальным разрушающим воздействием на скважину, которое достигается группированием кумулятивных зарядов в перфораторе, связанным с размещением кумулятивных зарядов в перфораторе, изменением углов направленности между кумулятивными зарядами и их группами, что значительно повышает эффективность способа за счет снижения вероятности разрушения крепи и обводнения скважины из-за перфорации.
Присоединение контейнера, заполненного химическим веществом, к кумулятивным перфораторам обеспечивает доставку химического вещества точно в требуемый интервал перфорации скважины, после его срабатывания понижается плотность раствора (газированной смеси), находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создают депрессию.
Совместный спуск перфораторов с контейнером позволяет обеспечить необходимый уровень депрессии в интервале продуктивного пласта при минимальном количестве химического вещества и вынос техногенных жидкостей из скважины. Последовательность действий срабатывания контейнера и перфораторов ведет к значительному сокращению времени на проведение работ с повышением качества вторичного вскрытия пластов, обеспечивает уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы.
Под продуктивным пластом скважины следует понимать как монолитный продуктивный пласт, так и пласт, состоящий из нескольких разделенных продуктивных пластов - пропластков.
Под термином «сборка перфораторов» понимается последовательное соединение нескольких перфораторов.
Размер интервала перфорации может значительно отличаться от размера интервала продуктивного пласта, но в ряде случаев совпадать. Он определяется геологической службой.
Перфорация всего интервала одновременно целесообразна при вскрытии относительно небольшого интервала протяженностью до 20 метров. Это значение определено условно, так как фактический размер одновременно перфорируемого интервала будет определяться размером депрессии на пласт, зависящей от глубины, величины пластового давления, уровня жидкости в скважине, характеристик химического вещества, находящегося в контейнере. Раздельное во времени вскрытие продуктивного пласта потребуется при перфорации интервала большой протяженностью условно от 20 до 400 метров. При вскрытии таких пластов содержимого контейнера может быть недостаточно для создания депрессии на весь интервал продуктивного пласта, предполагаемого для вторичного вскрытия, поэтому после создания депрессии содержимым контейнера в нижней части пласта в начале отстреливают нижние перфораторы, поступающий газ в скважину из нижней части пласта обеспечивает распространение депрессии на весь интервал предполагаемой перфорации, затем после увеличения объема раствора пониженой плотности (газированной смеси) и достижении им верхних перфораторов вскрывают верхнюю часть пласта. Вопрос раздельного срабатывания во времени при однократном спуске может решаться за счет жильности кабеля и другими способами замедления. Также возможно проведение дополнительного спуска перфораторов в интервал.
Разрушение защитной оболочки контейнера осуществляется принудительным путем при помощи пиропатрона, детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции. В зависимости от условий применения контейнер может состоять как из разрушаемой наружной защитной оболочки, так и из неразрушаемого корпуса и разрушаемой защитной оболочки внутри корпуса - мембраны. В качестве химического вещества, размещенного в контейнере, используют пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции.
Изобретение поясняется схемами, где на фиг.1 представлена реализация способа при одновременном вскрытии продуктивного пласта, на фиг.2 представлена реализация способа при вскрытии продуктивного пласта с разделением во времени. Цифрами обозначено: 1 - скважина, 2 - НКТ, 3 - интервал перфорации (продуктивный пласт), 4 - кабель, 5 - перфораторы, 6 - контейнер, 7 - раствор пониженной плотности (газированная смесь), 8 - вскрытие продуктивного пласта, условно обозначено: Рпл. - пластовое давление, Рпз. - давление призабойной зоны, Рзаб. - давление забоя.
На фиг.1а - в скважину 1 спускают колонну НКТ 2 до интервала перфорации 3.
На фиг.1б - в скважину через колонну НКТ 2 на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 спускают перфораторы 5 и контейнер 6, присоединенный к нижнему перфоратору.
На фиг.1в - происходит разрушение защитной оболочки контейнера 6, химическое вещество создает депрессию, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7.
На фиг.1г - производят вскрытие продуктивного пласта 8 перфораторами 5, поток газа из пласта вытесняет все техногенные жидкости и газированную смесь из скважины вверх.
На фиг.2а - в скважину 1 спускают колонну НКТ 2 до интервала перфорации 3.
На фиг.2б - в скважину через колонну НКТ 2 на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 спускают перфораторы 5 и контейнер 6, присоединенный к нижнему перфоратору.
На фиг.2в - происходит разрушение защитной оболочки контейнера 6, химическое вещество создает депрессию, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7.
На фиг.2г и д - показано движение раствора пониженной плотности (газированной смеси) 7 по интервалу 3 с последовательным вскрытием продуктивного пласта 8 перфораторами 5.
Депрессия или равновесие пластового давления и газа (Рпл.≥Рпз.) в интервале перфорации после выноса жидкостей поддерживается потоком газа. В случае падения или исчезновения депрессии (Рпл.<Рпз.) в интервале продуктивного пласта по причине, например, обводнения возможна повторная доставка в интервал перфорации скважины контейнера с химическим веществом и его срабатывание путем разрушения защитной оболочки контейнера, осуществляемого принудительным путем при помощи пиропатрона прикрепленного к контейнеру, причем электрический сигнал для приведения пиропатрона в действие передается через геофизический кабель. А также, как упомянуто выше, разрушение оболочки возможно при помощи детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции.
В заявляемом способе вскрытия продуктивных пластов нет жесткого требования на перевод скважины перед перфорацией на жидкость вторичного вскрытия пласта, так как скважины в основном заполнены техногенными жидкостями и водой. Однако в ряде случаев перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия может быть необходим вследствие присутствия в интервале перфорации химических соединений, препятствующих генерации пены и созданию депрессии (зависимый пункт).
В качестве химического вещества, размещенного в контейнере, могут быть использованы пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции. Вариантов и сочетаний применения различных химических пенообразующих составов достаточно много и зависят они от месторождений и конкретных скважинных условий. Так, например, используемый в буровом растворе для его утяжеления барий может образовывать соли с различными элементами, что негативно может сказаться на эксплуатации скважины. При эксплуатации газовых скважин происходит гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважину. Но при нагревании или понижении давления они быстро разлагаются на газ и воду. Поэтому при создании депрессии пенообразующим составом происходит разрушение гидратов. Также дополнительно в состав могут быть включены ингибиторы гидратообразования.
Для контроля уровня жидкости в скважине и движения вспененной (газированной) жидкости могут быть применены технические средства: «эхолот» - в частично заполненной скважине, «ультразвуковой расходомер» - в заполненной скважине или по сбросу жидкости, мерной емкости.
Способ осуществляют следующим образом (фиг.1 и фиг.2).
В скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой 2 до интервала перфорации 3. Через колонну НКТ 2 в интервал перфорации 3 производят спуск на геофизическом кабеле 4 одного или сборки, в зависимости от размера интервала, кумулятивных перфораторов 5 с присоединенным контейнером 6, заполненным химическим веществом, например пенообразующим составом или композицией газогенерирующего состава с пенообразующим. Первым срабатывает контейнер 6 путем разрушения защитной оболочки. Химическим веществом из контейнера 6 создают депрессию в интервале продуктивного пласта, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7. Химическое вещество понижает плотность раствора, находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создается депрессия (Р пл.>Р заб.). После чего производят вскрытие продуктивного пласта 8 перфораторами 5 одновременно (фиг.1) или с разделением во времени (фиг.2). После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь), остатки бурового раствора выносятся на поверхность потоком газа
Пример осуществления способа.
Требуется вскрыть продуктивный пласт в интервале 1250 м÷1270 м с очисткой от гидратов и остатков бурового раствора призабойной зоны.
Остатками бурового раствора и воды в продуктивном интервале скважины создана репрессия (Р пл.<Р заб.) Производят спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с воронкой до интервала перфорации 3 - на глубину 1250 м. Через колонну НКТ 2 производят спуск на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 сборки кумулятивных перфораторов 5 длиной 20 метров, в которых кумулятивные заряды сгруппированы для минимизации разрушающего воздействия на крепь скважины, и контейнера 6 с химическим веществом длиной 3 м, прикрепленного к нижнему перфоратору любым известным способом, например механическим. Контейнер 6 заполнен двумя газовыми шашками и четырьмя пенными шашками. Спуск и привязку производят таким образом, чтобы при достижении интервала самый нижний заряд нижнего перфоратора попал в нижний край интервала 1270 м. Производят разрушение защитной оболочки контейнера 6 при помощи пиропатрона. Растворение шашек в жидкости происходит в течение 15÷30 мин. Газовые шашки при растворении вырабатывают газ (азот или ацетилен или др.), пенные шашки понижают плотность раствора, находящегося в интервале, образуя газированную смесь, и как поршень вытесняют жидкость из интервала. Вспененная жидкость (газированная смесь) движется вверх до 25 метров (расчетная величина, полученная из технических характеристик шашек) от контейнера 6, создавая депрессию в интервале продуктивного пласта (Р пл.>Р заб.). Затем производят перфорацию интервала всего одновременно. После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь) 7 с остатками бурового раствора из интервала перфорации выносится на поверхность потоком газа.