СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения нефтяных и газовых скважин после их бурения и капитального ремонта.

Известен способ освоения скважин, заключающийся в вызове притока пластового флюида путем снижения уровня жидкости в скважине компрессором, при помощи которого газ нагнетается в скважину через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), а жидкость, заполняющая скважину, вытесняется на поверхность через межтрубное пространство скважины. После закачки определенного количества газа компрессор отключают, закаченный газ из НКТ выпускают в атмосферу. При этом за счет снижения забойного давления и создания депрессии на пласт из него осуществляется вызов притока пластового флюида /1/.

Основными недостатками данного способа являются непроизводительные потери рабочего времени на ожидание притока из пласта пластового флюида после снижения уровня жидкости в скважине, в ряде случаев невозможность освоения скважины при глубоком проникновении скважинной жидкости в призабойную зону продуктивного пласта, возможность разрушения призабойной зоны пласта и цементного кольца обсадной колонны скважины из-за возникающей необходимости создания больших депрессий на пласт для освоения скважины.

Наиболее близким к описываемому изобретению является способ освоения скважины, заключающийся в установке в скважине колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), вытеснении скважинной жидкости в межтрубное пространство закачкой в колонну НКТ газа, перекрытии межтрубного пространства на устье в момент снижения уровня скважинной жидкости до башмака НКТ, продолжении закачки газа в колонну НКТ до полного газирования скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны и смешения закачиваемого газа с пластовым, определяемого по снижению давления на устье скважины до минимального в процессе закачки газа и вызове притока из скважины путем снижения избыточного давления в колонне НКТ /2/.

Основным недостатком данного способа является неполное оттеснение и газирование скважинной жидкости из призабойной зоны вглубь продуктивного пласта, возможность прорыва закачиваемого газа и соединения его с пластовым газом по наиболее проницаемым пропласткам и трещинам продуктивного пласта, что затрудняет освобождение призабойной зоны от скважинной жидкости при вызове притока пластового флюида, т.е. осложняется освоение скважины, увеличивается его срок.

Задачей описываемого изобретения является повышение эффективности освоения за счет более полного газирования скважинной жидкости в призабойной зоне и обеспечения смешения закачиваемого газа с пластовым флюидом продуктивного пласта на большей площади контакта.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа освоения скважины, включающего установку в скважине колонны НКТ, вытеснение скважинной жидкости в межтрубное пространство закачкой в колонну НКТ газа при открытом межтрубном пространстве на устье, закрытие межтрубного пространства на устье в момент снижения уровня скважинной жидкости до башмака НКТ, продолжение процесса закачки газа в колонну НКТ до полного газирования скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны закачиваемым газом и смешения его с пластовым флюидом и вызов притока из скважины пластового флюида путем снижения избыточного давления в колонне НКТ, согласно изобретению перед газированием скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны в ней путем закачки раствора ПАВ создают буферную зону.

На чертеже показана схема реализации данного способа освоения скважины: 1 - продуктивный пласт, 2 - обсадная колонна, 3 - скважинная жидкость, 4 - колонна НКТ, 5 - фильтр (перфорация), 6 - призабойная зона пласта, насыщенная закачиваемым газом, 7 - буферная зона из ПАВ, 8 - зона пласта, насыщенная скважинной жидкостью, 9 - насосно-компрессорная установка, 10 - задвижки, 11 - струна трубного пространства, 12 - факельный отвод, 13 - манометры.

Сущность способа заключается в следующем.

После проводки скважины и проведения перфорационных работ обсадной колонны 2 или после ремонта скважины, связанного с глушением скважины (скважинной жидкостью 3), возникает необходимость освоения скважины. По данному способу в скважине устанавливается колонна НКТ 4, в нее насосно-компрессорной установкой 9 закачивается газ, который вытесняет скважинную жидкость 3 из трубного пространства в затрубное при открытой задвижке 10 на факельной линии 12. Далее эту задвижку закрывают, в колонну НКТ подается порция ПАВ и продавливается газом в призабойную зону продуктивного пласта. Порция ПАВ формирует в призабойной зоне буферную зону 7, при помощи которой скважинная жидкость, проникшая в призабойную зону, оттесняется вглубь пласта по всей его толщине (зона 8). По мере оттеснения скважинной жидкости вглубь пласта толщина зоны 8 уменьшается, поскольку увеличивается размер этой зоны (расстояние от скважины) и частично уменьшается объем жидкости за счет ее защемления в зоне 6. Аналогично происходит уменьшение толщины буферной зоны из ПАВ 7. В определенный момент времени при закачке газа происходит его смешение (соединение) с пластовым флюидом в продуктивном пласте 1. После смешения закачиваемого газа с пластовым флюидом закачка газа прекращается, открываются задвижки 10 на струне трубного пространства 11 и производится вызов притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления в колонне НКТ 4.

За счет того, что в процессе закачивания газа в призабойную зону происходит насыщение им (газирование) защемленной скважинной жидкости, а значит и уменьшение ее вязкости, поэтому при вызове притока пластового флюида скважинная жидкость становится подвижной фазой, происходит вынос ее в скважину и восстановление начальных фильтрационных параметров продуктивного пласта. Этому дополнительно способствует наличие ПАВ, буферная зона из которых позволяет соединиться закачиваемому газу с пластовым флюидом на большой площади и создать для его движения при вызове притока широкий фронт. Кроме того, ПАВ снижают силы сцепления скважинной жидкости с горными породами пласта и повышают ее подвижность.

Пример реализации способа.

Необходимо освоить скважину глубиной H = 2000 м, вскрывающую продуктивный газовый пласт толщиной h = 10 м, пористостью m = 0,2. В скважину спущены НКТ с внутренним диаметром D_НКТ = 62 мм, скважина задавлена жидкостью с удельным весом ρ_ж= 1,2 г/см³, радиус ее проникновения в пласт составляет R_ж = 2 м. Освоение скважины производится природным газом. Остаточная газонасыщенность пласта при его вытеснении скважинной жидкостью - α_г= 0,1; остаточная водонасыщенность пласта при вытеснении скважинной жидкости оторочкой ПАВ и закачиваемым газом α_ж= 0,2; остаточная насыщенность пористого пространства ПАВ при их вытеснении газом α_пав= 0,01.
Определяем:
- объем газа (при нормальных условиях), необходимый для оттеснения скважинной (задавочной) жидкости из НКТ в затрубное пространство (V_r1) по упрощенной формуле:
V_г1= (πD2НКТ

H/4)·(ρ_жH/10) = 1448 м³,
- радиус смешения (соединения) закачиваемого газа с пластовым газом (приравниваем его радиусу зоны "размазывания" скважинной жидкости в призабойной зоне при продавливании вглубь продуктивного пласта):

- объем ПАВ для создания буферной зоны (считаем, что данная зона существует до момента смешения закачиваемого газа с пластовым):
V_пав= πR2chmα_пав= 7,3 м³,
- объем закачиваемого газа (при нормальных условиях), необходимого для его смешения с пластовым, при нормальных условиях (давление закачки приравниваем давлению столба скважинной жидкости в затрубном пространстве):
V_г2= πR2chm(1-α_ж-α_пав-α_г)·(ρ_жH/10) = 121301 м³,
На основании проведенных расчетов в скважину через колонну НКТ первоначально закачивается первая порция газа V_r1 при открытом затрубном пространстве на устье скважины, вслед за этой порцией газа подается расчетная порция ПАВ (V_ПАВ), которая при закрытом затрубном пространстве закачивается в пласт второй порцией газа V_г2. А для того, чтобы весь расчетный объем газа V_г2 оказался в призабойной зоне, в скважину дополнительно закачивают объем газа V_г1, равный объему НКТ при среднем давлении нагнетания газа в скважину. После выдержки времени на газирование скважинной жидкости в призабойной зоне продуктивного пласта производится вызов притока пластового флюида путем стравливания давления газа в НКТ через струну трубного пространства.

При реализации данного способа вызов притока пластового флюида производится на минимальных депрессиях на пласт, т.к. достигается минимальная насыщенность призабойной зоны скважинной жидкостью путем смешения ее с газом в большом поровом объеме призабойной зоны. А за счет движения пластового флюида (при вызове его притока) по широкому фронту вслед за закачанным газом и присутствия в пласте ПАВ, достигается полная очистка призабойной зоны от скважинной жидкости и восстановление первоначальных фильтрационных параметров призабойной зоны пласта.

Литература
1. Минеев Б.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981, с. 116 - 119.

2. Патент РФ N 1740641, кл. E 21 B 43/25, 1992.

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения нефтяных и газовых скважин после бурения и капитального ремонта. Обеспечивает повышение эффективности освоения за счет более полного газирования скважинной жидкости в призабойной зоне и обеспечения смешения закачиваемого газа с пластовым флюидом продуктивного пласта на большой площади контакта. Сущность изобретения: по способу устанавливают в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и вытесняют скважинную жидкость в межтрубное пространство закачкой в колонну НКТ газа при открытом межтрубном пространстве на устье. Закрывают межтрубное пространство в момент снижения уровня скважинной жидкости до башмака НКТ. Подают в колонну НКТ порцию раствора ПАВ и создают из нее буферную зону при продолжении процесса закачки газа в колонну НКТ до полного газирования скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны. ПАВ закачивают в объеме, определяемом по формуле. Осуществляют вызов притока из скважины пластового флюида. Вызов притока производят при минимальных депрессиях на пласт. 1 ил.

Способ освоения скважины, включающий установку в скважине колонны несоосно-компрессорных труб, вытеснение скважинной жидкости в межтрубное пространство закачкой в колонну насосно-компрессорных труб газа при открытом затрубном пространстве на устье, закрытие межтрубного пространства на устье в момент снижения уровня скважинной жидкости до башмака насосно-компрессорных труб, продолжение процесса закачки газа в колонну насосно-компрессорных труб до полного газирования скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны закачиваемым газом, смешение его с пластовым флюидом и вызов притока из скважины пластового флюида путем снижения избыточного давления в колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что перед газированием скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны в ней путем закачки раствора ПАВ создают буферную зону, при этом ПАВ закачивают в объеме (V_ПАВ, м³), определяемом по формуле
V_ПАВ= πR_chmα_ПАВ,
где R_с - радиус смешения закачиваемого газа с пластовым газом, м;
h - толщина продуктивного газового пласта, м;
m - пористость пласта;
α_ПАВ - остаточная насыщенность порового пространства ПАВ,
радиус смешения закачиваемого газа (R_с, м) с пластовым газом определяют по формуле

где R_ж - радиус проникновения скважинной жидкости в пласт, м;
α_г - остаточная газонасыщенность пласта при вытеснении газа скважинной жидкостью;
α_ж - остаточная водонасыщенность пласта при вытеснении скважинной жидкости оторочкой ПАВ и закавчиваемым газом,
а вызов притока из скважины пластового флюида производят при минимальных депрессиях на пласт.