СПОСОБ ВОЗБУЖДЕНИЯ СКВАЖИН ПУТЕМ БАРООБРАБОТКИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для возбуждения газовых и газоконденсатных скважин путем барообработки призабойной зоны.

Известны методы возбуждения скважин, предусматривающие создание в пористой среде пласта циклических гидродинамических и тепловых возбуждений, представляющих периодическое отклонение с определенной частотой потенциала поля от некоторого, например, среднестатического его значения (см Технология и техника добычи нефти. Под редакцией А.Х.Мирзаджанзаде. М.: Недра 1986).

Такие циклические обработки эффективны только для нефтяных скважин, когда в призабойной зоне находится нефть, которая оказывает значительное влияние на фильтрационную характеристику пластовой жидкости.

В качестве прототипа выбран способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем ее барообработки, который предусматривает остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, последующий запуск ее в работу до расчетной величины снижения давления на устье (из соображений сохранения структуры пласта, недопущения интенсивной дегазации нефти в пласте и др.) и вновь закрывают. Такую циклическую обработку проводят в течение 3 - 4 сут [1].

Недостатком известного способа является то, что в процессе циклических возмущений давление на забое скважины невозможно снижать ниже гидростатического давления столба жидкости, находящейся в стволе, а скорость снижения давления на устье ограничивается фильтрационными параметрами вскрытых горных пород в призабойной зоне, что приводит к ограничению интенсивности и частоты циклических возмущений, создаваемых в пористой среде пласта.

Для повышения интенсивности процесса барообработки газовых и газоконденсатных скважин в известном способе, включающем остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу до понижения давления на устье до расчетной величины, определяемой сохранением необходимых характеристик пласта, и новую остановку с повторением цикла, в призабойную зону газовой или газоконденсатной скважины после ее остановки в промежутке времени до восстановления давления закачивают порцию жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, и запускают ее на факел до появления закачанной жидкости на устье или снижения устьевого давления до расчетной величины, затем скважину останавливают и цикл повторяют.

После закачки жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, в поровом пространстве призабойной зоны сохраняется неравновесное гидродинамическое состояние между закачиваемой жидкостью и газом, и газ как менее вязкий агент по отдельным поровым каналам, незаполненным жидкостью, проникает в ствол, продавливания при этом жидкость из лифтовой колонны в пласт.

При пуске скважины в работу происходит быстрое снижение давления газа в верхней части лифтовой колонны и давление на забое скважины в основном создает только оставшийся в лифтовой колонне столб жидкости, который в зависимости от времени простоя скважины после закачки и фильтрационных параметров пород в призабойной зоне, можно фактически понизить до кровли вскрытого пласта.

Наличие в призабойной зоне жидкости с определенными свойствами и возможность быстрого ее перемещения в противоположные стороны с необходимой скоростью и в течение заданного времени позволяет повысить интенсивность воздействия на оставшийся фильтрат бурого раствора или на поверхность пород в поровом пространстве при проведении работ по интенсификации притока газа.

Пример. В скважину N15145 Северо-Уренгойского месторождения, оборудованную 114 мм насосно-компрессорными трубами, спущенными на глубину 1188 м с пакером "Бейкер", установленным на глубине 960 м, после ее закрытия с помощью агрегата ПА-320 произвели закачку 30 м³ раствора метанола с десольваном при подаче 1 м³/мин. В процессе закачки давление на устье понижалось до 0,2 - 0,3 МПа.

По окончании закачки через 15 мин давление на устье восстановилось до планируемой величины 4,0 МПа, что составляло около половины от статического давления в данной скважине - 8,0 МПа.

При запуске на факел скважина в течение 6 - 7 мин фонтанировала чистым газом, а затем с газом начался вынос жидкости и скважину повторно закрыли.

Второй цикл циклической обработки начали с повторной закачки порции раствора при режиме, предотвращающем полное глушение скважины жидкостью.

В скважине осуществляли три циклические обработки призабойной зоны пласта с применением раствора метанола с десольваном, а затем произвели замену раствора в скважине на другой водный раствор фосфорного комплексообразователя и повторили три циклические обработки. Продолжительность одной циклической обработки скважины при применении выше указанных растворов не превышала 12 - 14 ч.

Производительность скважины N15145 при работе в шлейф после циклических обработок составила 300 тыс. м³/сут при температуре на устье 8^oC. До обработки скважина простаивала, так как при запуске на любом штуцере входила в гидратный режим работы, а максимальная температура на устье достигала 4^oC.

Прирост добычи газа после циклических обработок с применением аналогических растворов получен в скважинах N 15121, 15145,15143, 15162 Северо-Уренгойского месторождения и в скважинах N 7041, 7043 Ямбургского месторождения.

При обработке призабойных зон в скважины N 15233, 15266 Северо-Уренгойского месторождения этими же растворами без циклических возмущения прироста добычи газа не получили.

Использование: для увеличения добычи нефти и газа. Сущность изобретения: способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем барообработки, включающий остановку газовой или газоконденсатной скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, закачку в призабойную зону скважины после ее остановки до восстановления давления на устье порции жидкости, в режиме, предотвращающем глушение скважины, запуск скважины на факел до появления закаченной жидкости на устье. После этого скважину повторно останавливают и цикл повторяют.

Способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем барообработки, включающий остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу до расчетной величины снижения давления на устье, определяемой сохранением необходимой характеристики пласта, и новую остановку с повторением цикла, отличающийся тем, что в призабойную зону скважины в промежутке времени до восстановления давления закачивают порцию жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, затем запускают скважину на факел до появления закачанной жидкости на устье или снижения устьевого давления до расчетной величины, после чего скважину останавливают и цикл повторяют.