СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИНЫ
STIMULATION METHOD OF FORMATION FLUID INFLUX FROM WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин.
2
3
Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК Е21В 43/18; В 43/27, опубл. 27.03.2006 г. в бюл. №9), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.
Недостатком данного способа является то, что газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает качество освоения скважины.
Также известен способ вызова притока пластового флюида из скважины (Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, стр.270-271), включающий снижение давления на продуктивный пласт путем подачи в нее с поверхности газа или газожидкостной смеси и замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью, при этом газ подают компрессором.
Недостатками этого способа являются:
- во-первых, потребность в компрессоре - источнике нейтрального пожаро- и взрывобезопасного в условиях скважины газа высокого давления;
- во-вторых, компрессор не может продавить весь столб жидкости в скважине, поэтому осваивать приходится поэтапно, что затягивает процесс вызова притока пластового флюида из скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока пластового флюида из скважины (патент RU №2263206, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.10.2005 г. в бюл. №30), включающий снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем подачи смеси бустерным агрегатом с отбором составляющих смеси из работающей скважины или из коллектора сбора продукции, при этом требуемое соотношение составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт обеспечивают отбором составляющих смеси через сепаратор, выходы которого сообщены с коллектором сбора продукции.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкое качество вызова притока из продуктивного пласта скважины, обусловленное нестабильным состоянием газожидкостной смеси вследствие ее преждевременного разрушения;
- во-вторых, поглощение газожидкостной смеси или ее составляющих продуктивным пластом в процессе замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь и, как следствие, снижение естественной проницаемости (коллекторских свойств) пласта;
- в-третьих, практически невозможно подобрать требуемое соотношение составляющих газожидкостной смеси для достижения заданной депрессии на пласт, не владея показаниями изменения значений забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта;
- в-четвертых, низкая эффективность вызова притока, обусловленная быстрым снижением дебита или недостижением заданного дебита скважины при вызове притока пластового флюида из скважины.
Задачами изобретения являются повышение эффективности и качества вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта, а также исключение преждевременного разрушения газожидкостной смеси в процессе работы и снижение интенсивности поглощения газожидкостной смеси продуктивным пластом с контролем забойного давления в процессе вызова притока пластового флюида из скважины.
Поставленная задача решается способом вызова притока пластового флюида из скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, снижение противодавления на продуктивный пласт за счет замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью при соблюдении требуемой величины депрессии на продуктивный пласт.
Новым является то, что перед спуском колонны НКТ ее нижний конец оснащают дистанционным глубинным манометром и фильтром, колонну НКТ спускают в скважину так, чтобы фильтр находился напротив интервала перфорации пласта, после чего производят обработку призабойной зоны пласта химическим методом с технологической выдержкой на реакцию, затем доспускают колонну НКТ так, чтобы фильтр находился ниже подошвы пласта, а в межколонное пространство скважины спускают колонну гибких труб - ГТ - на 100 м ниже уровня жидкости в скважине, производят замену столба жидкости в межколонном пространстве скважины на газожидкостную смесь, продолжают спуск колонны ГТ, при достижении нижнего конца фильтра колоны НКТ спуск колонны ГТ прекращают, затем начинают вызов притока пластового флюида постепенным снижением плотности закачиваемой газожидкостной смеси до достижения требуемой депрессии на продуктивный пласт, контролируемой по показаниям дистанционного глубинного манометра, по окончании вызова притока из скважины извлекают колонну ГТ из межколонного пространства скважины, спускают в скважину эксплуатационное оборудование и запускают скважину в работу.
На фигурах 1 и 2 последовательно изображены схемы способа вызова притока пластового флюида из скважины.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
Известно, что в процессе эксплуатации скважины происходит снижение притока пластового флюида к забою добывающей скважины вследствие ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), в связи с чем возникает необходимость восстановления притока пластового флюида к забою добывающей скважины. Для этого останавливают добывающую скважину 1 (см. фиг.1), извлекают эксплуатационное оборудование (например, колонну труб с электроцентробежным насосом) (на фиг.1 и 2 не показано). Перед спуском колонны НКТ 2 на ее нижний конец последовательно снизу вверх устанавливают дистанционный глубинный манометр 3, например, в заглушенном контейнере для исключения его повреждения в процессе работы (на фиг.1 не показано), а затем фильтр 4 (см. фиг.1). После этого спускают в скважину 1 колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, спуск колонны НКТ 2 осуществляют так, чтобы фильтр 4 находился в интервале между кровлей 5' и подошвой 5'', т.е. размещался напротив интервала перфорации пласта 6. Например, если интервал перфорации пласта 6 составляет 3 м, то и высота фильтра 4 не должна быть менее 3 м.
Затем химическим методом производят обработку призабойной зоны 7 пласта 6. Фильтр 4 позволяет произвести закачку химического агента (например, кислоты, углеводородного растворителя) при обработке призабойной зоны 7 пласта 6 химическим методом. Кроме того, наличие фильтра 4 позволяет разместить на нижнем конце колонны НКТ 2 дистанционный глубинный манометр 3, с помощью которого контролируют давление в процессе вызова притока пластового флюида из скважины.
Для этого на устье скважины 1 (см. фиг.1) нагнетательную линию 8 насосного агрегата 9 (например, ЦА-320) обвязывают с внутренним пространством 10 колонны НКТ 2. Далее с помощью насосного агрегата 9 через внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 и фильтр 4 производят закачку в призабойную зону 7 пласта 6, например углеводородного растворителя (т.е. устанавливают ванну из углеводородного растворителя). В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. Расчетное количество углеводородного растворителя определяют опытным путем индивидуально для каждой скважины в зависимости от проницаемости, пористости, степени загрязненности, но не менее объема скважины от забоя до кровли 5' пласта 6 и рассчитывается по формуле:
где П=3,14;
p
3
V - расчетный объем углеводородного растворителя, м;
D - внутренний диаметр обсадной колонны скважины, м;
h - расстояние от забоя до кровли 5' пласта 6, м.
p
Например, при расстоянии h=50 м и внутреннем диаметре обсадной колонны D=168 мм -(9 мм·2)=150 мм=0,15 м определяют необходимый объем углеводородного растворителя (V) для установки ванны:
p
2
3
V=3,14·(0,15 м)/4·50 м=0,9 м
Производят технологическую выдержку в течение, например, 12 ч на реакцию углеводородного растворителя для растворения парафино-смолистых отложений в призабойной зоне 7 пласта 6, при этом демонтируют нагнетательную линию 8 и насосный агрегат 9.
Производят обвязку наземного оборудования так, как показано на фигуре 2. Затем доспускают колонну НКТ 2 (см. фиг.2) так, чтобы фильтр 4 находился ниже подошвы пласта 6, после чего внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 обвязывают с желобной емкостью 11 на устье скважины 1 посредством затрубной задвижки 12 и выкидной линии 13, при этом показания дистанционного глубинного манометра 3 составляют, например, 9 МПа.
По окончании технологической выдержки (времени реакции, например, 12 ч) в межколонное пространство 14 скважины 1 спускают колонну гибких труб (ГТ) 15, например, диаметром 38 мм, размещенную на барабане (не показано) колтюбинговой установки 15' (см. фиг.2). Колонну ГТ спускают на 100 м ниже уровня жидкости (статического уровня) в скважине 1. Статический уровень зависит от забойного давления скважины и является индивидуальным для каждой скважины и определяется геофизическими исследованиями (отбивкой уровня) и предоставляется заранее до осуществления предлагаемого способа для планирования параметров процесса.
Далее на устье скважины 1 колонну ГТ 15 через нагнетательную задвижку 16 обвязывают с нагнетательной линией 17 бустерного агрегата 18, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Дополнительно внутреннее пространство 10 колонны НКТ 2 обвязывают центральной задвижкой 19 с выкидной линией 20 в желобную емкость 11.
На устье скважины 1 приготавливают газожидкостную смесь, представляющую собой водный раствор с поверхностно-активным веществом (ПАВ), который применяют в качестве пенообразователя.
г
1
2
1
2
г
1
Необходимый объем водного раствора ПАВ для вызова притока пластового флюида из скважины определяют исходя из кратности газожидкостной смеси, которая составляет 3,5-5 в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также из требуемого объема газожидкостной смеси V, складывающегося из объема V межколонного пространства 14 скважины 1 для замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь перед началом вызова притока и объема V межколонного пространства 14 скважины 1 для циркуляции газожидкостной смеси в процессе вызова притока пластового флюида из скважины. Эти объемы равны, т.е. из двух равных объемов одной скважины, а именно: V=V, то V=2·V, примем кратность пены равной 4, тогда объем водного раствора ПАВ определяют по формуле:
в
3
где V - объем водного раствора ПАВ, м;
1
3
V - объем межколонного пространтсва скважины, м.
Например, при высоте столба жидкости от пласта до устья Н=1600 м и диаметре обсадной колонны 168×9 мм объем газожидкостной смеси для всего процесса вызова притока определяют по формуле:
где П=3,14;
1
3
V - объем межколонного пространства скважины, м;
D - внутренний диаметр обсадной колонны скважины, м:
D=168 мм-(9 мм·2)=150 мм=0,15 м.
d - наружный диаметр колонны НКТ, например, 73 мм=0,073 м;
Н - высота столба жидкости от устья до забоя, м, например, Н=1600 м.
1
г
1
2
2
3
3
3
Тогда, подставляя в формулу (3): V=(3,14·(0,15 м)-(0,073)/4)·1600 м=21,6 м, а требуемый объем газожидкостной смеси: V=2V=2·21,6 м=43,2 м.
Тогда требуемый объем водного раствора ПАВ определяют по формуле (2):
в
г
3
3
3
Подставляя числовые значения, получим: V=V/4=43,2 м/4=10,8 м, примем объем водного раствора ПАВ равным 10,8 м.
Для увеличения устойчивости газожидкостной смеси в водный раствор ПАВ добавляют стабилизатор - 1%-ный раствор CMC-700 с добавкой 2%-го КС1 по ГОСТ 4234-77.
CMC-700 - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты -полимер фирмы MI Drilling Fluids (США). Практические опыты показали, что устойчивость газожидкостной смеси с добавлением стабилизатора возрастает в 5-9 раз. Стабилизатор готовят следующим образом.
3
В пресную воду ρ=1000 кг/м (нагретую до 40-45°С) добавляют при постоянном перемешивании CMC-700, процесс полного его растворения 2,0-2,5 ч, далее в приготовленный раствор добавляют 2%-ный KCl в сухом виде, перемешивают до полного растворения. В рассчитанный объем водного раствора ПАВ добавляют полученный стабилизатор, перемешивают еще в течение 20-30 мин.
В качестве ПАВ применяют, например, сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды или другие ПАВ, например ОП-7; ОП-10 (по ТУ 8433-81) в концентрации 0,3-0,6% от объема пресной воды.
Заполняют емкость 21 бустерного агрегата 18 водным раствором ПАВ (см. фиг.2).
Водный раствор ПАВ исключает преждевременное разрушение газожидкостной смеси в процессе работы до выхода на поверхность скважины 1, т.е. становится более устойчивым. В качестве газа, безопасного по условиям воспламенения углеводородной среды, используют сгенерированный посредством газогенератора 22 бустерного агрегата 18 газ (например, азот), как результат сгорания топлива (бензина, дизельного топлива) в сжатом воздухе, т.е. выгорания кислорода.
3
Газ от газогенератора 22 подается в бустерное (смешивающее) устройство 23, где происходит непрерывное перемешивание газа с технологической жидкостью в виде водного раствора ПАВ (с образованием газожидкостной смеси), при этом водный раствор ПАВ подается с постоянным расходом, например 3 л/с, насосом 24 из емкости 21 бустерного агрегата 18. Открывают затрубную 12, нагнетательную 16 и центральную 19 задвижки и через нагнетательную линию 17 бустерным агрегатом 18 подают газожидкостную смесь (большей плотности) в колонну ГТ 9, плотность которой составляет, например, 850-900 кг/м.
3
3
3
По колонне ГТ 15 в межколонное пространство 14 скважины 1 с целью замены столба жидкости в скважине нагнетают газожидкостную смесь плотностью 850-900 кг/м, которая обеспечивается при минимальной степени аэрации водного раствора ПАВ, например, 5-10 м/м. Продолжают спуск колонны ГТ 15, нижний конец которой погружен под уровень жидкости в скважине 1 на 100 м со скоростью 0,5-1 м/с (на фиг.1 и 2 не показано), при этом не превышая максимально допустимого давления, развиваемого бустерным агрегатом 18 (см. фиг.2), например 15 МПа. В момент, когда вытесняемая газожидкостной смесью жидкость в скважине достигнет устья скважины 1, из межколонного пространства 14 через затрубную задвижку 12 и выкидную линию 13 в желобную емкость 11 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой газожидкостной смесью.
1
3
По мере спуска колонны ГТ 15 в скважину 1 и закачки газожидкостной смеси в межколонное пространство 14 происходит замена жидкости в межколонном пространстве 14 и во внутреннем пространстве 10 колонны НКТ 2 скважины 1, т.е. газожидкостной смесью большей плотности в объеме скважины 1 (V=21,6 м), при этом отслеживают показания дистанционного глубинного манометра 3, значение которого постепенно снижается. Когда нижний конец колонны ГТ 15 достигнет нижнего конца фильтра 4 колонны НКТ 2, спуск колонны ГТ 15 прекращают. Поскольку фильтр 4 колонны НКТ 2 находится ниже подошвы пласта 6, то при таких условиях в призабойную зону пласта проникает минимальное количество газожидкостной смеси, а ее компонентный состав позволяет снизить интенсивность поглощения газожидкостной смеси продуктивным пластом или полностью предотвратить ее поглощение продуктивным пластом, за счет чего достигается сохранение его естественной проницаемости (коллекторских свойств).
Таким образом, за счет применения колонны гибких труб для вызова притока пластового флюида из скважины снижается интенсивность поглощения пены продуктивным пластом или предотвращается поглощение пены продуктивным пластом, в результате чего достигается сохранение его естественной проницаемости (коллекторских свойств) пласта.
3
3
3
3
3
3
2
Затем вызывают приток пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в межколонное пространство 14 скважины 1, постепенно снижая плотность газожидкостной смеси с 850-900 кг/м до, например, 150-250 кг/м путем постепенного повышения степени аэрации от 5-10 м/м до 120-160 м/м, т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 22, в бустерное устройство 23 бустерного агрегата 18, при постоянном расходе водного раствора ПАВ, например 3 л/с, подаваемого насосом 24 из емкости 21 бустерного агрегата 18. При этом циркуляцию газожидкостной смеси продолжают закачкой бустерным агрегатом 18 по нагнетательной линии 17, колонне ГТ 15, межколонному пространству 14 и выходом ее оттуда через выкидную линию 13 (при открытых задвижках 12 и 16 и 19) в желобную емкость 11 до достижения требуемой величины депрессии (снижения давления на продуктивный пласт 6) за счет повышения степени аэрации и, соответственно, снижения плотности газожидкостной смеси. Таким образом, производят циркуляцию газожидкостной смеси до израсходования объема V, при этом отслеживают изменения показаний глубинного дистанционного манометра 3.
Например, первоначально забойное давление составляло 9 МПа, как указано выше, а значение требуемой депрессии (снижения давления) на продуктивный пласт составляет Р=4 МПа (заданную величину снижения давления определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от прочности цементного кольца за обсадной колонной и других факторов (см. Булатов А.И. Освоение скважин [Текст]: справ. пособие / А.И.Булатов, Ю.Д.Кагмар, П.П.Макаренко: под ред. Яремийчука Р.С. - М.:ООО «Недра-Бизнес», 1999. - 473 с.).
Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже 9 МПа-4 МПа=5 МПа. Таким образом, постепенно увеличивая степень аэрации водного раствора ПАВ (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 22 бустерного агрегата 18), в зависимости от изменения пластового давления добиваемся допустимой депрессии на пласт 6. Наличие притока из продуктивного пласта 6 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 11 совместно с газожидкостной смесью. При достаточной величине притока пластового флюида из скважины (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от предыдущего дебита в процессе эксплуатации данной скважины) вызов притока пластового флюида прекращают.
Производят подъем колонны ГТ 15 из межколонного пространства 14 скважины 1. Спускают в скважину 1 эксплуатационное оборудование и запускают ее в работу.
В процессе вызова притока пластового флюида из скважины осуществляют контроль за изменением забойного давления в скважине благодаря установке на конце колонны НКТ 2 забойного глубинного манометра 3.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта. Также предлагаемый способ позволяет повысить качество вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта за счет придания газожидкостной смеси стабильного состояния в процессе ее циркуляции в скважине, снизить интенсивность ее поглощения продуктивным пластом, в результате чего достигается сохранение его естественной проницаемости (коллекторских свойств) пласта.