СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 1999 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и очистке скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки, а также наклонных и наклонно-горизонтальных скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент США N 3520362, кл. 166-249, опубл. 1970 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность очистки скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие и изменение давления (Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М., Недра, 1977 г., стр. 117-118).

Недостатком известного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет уменьшения уноса частиц загрязняющего материала вглубь пласта, создания наиболее благоприятных условий для удаления загрязнений по геолого-физическим условиям и категориям скважин.

Поставленная задача достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем виброволновое воздействие и изменение давления, согласно изобретению давление на забое скважины снижают до значения ниже пластового с одновременным виброволновым воздействием, а при повышении давления его величину ограничивают давлением гидроразрыва пласта.

Помимо этого возможно, что:
а) виброволновое воздействие осуществляют с вибросмещением нефтяного коллектора не менее 0,1 величины среднего диаметра поровых каналов и с виброускорением не менее 0,1 величины ускорения свободного падения, при этом воздействие проводят до стабилизации отбора пластовой жидкости, при падении отбора пластовой жидкости цикл воздействия упругими колебаниями повторяют;
б) виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором;
г) снижение давления на забое скважины осуществляют струйным насосом;
д) снижение давления на забое скважины осуществляют заполнением скважины газоводяной пеной, полученной на забое при использовании ее в качестве рабочей жидкости для гидродинамического генератора.

По поводу виброволнового воздействия с вибросмещением нефтяного коллектора не менее 0,1 величины среднего диаметра поровых каналов и с виброускорением не менее 0,1 величины ускорения свободного падения можно сказать, что эти значения соответствуют энергетическому порогу проявления вибрационных эффектов: снижения эффективной вязкости структурированных кольматантов, отрыва жидких и механических кольматирующих частиц от стенок поровых каналов и вовлечения их в фильтрацию, изменения относительных проницаемостей фаз и устранения блокирующего влияния защемленных фаз газа, нефти и воды в пористой среде, вовлечение в фильтрацию низкопроницаемых, "застойных" зон коллектора за счет ускорения процессов капиллярной пропитки гравитационно-капиллярной сегрегации. Диапазон частот вибровоздействия в 1-700 Гц определен исходя из необходимости достижения максимального радиуса глубины обработки призабойной зоны, где одновременно достигаются в среде коллектора критические параметры виброускорения и вибросмещения.

На фигуре 1 показано устройство для осуществления способа;
на фигуре 2 приведено распределение давления по радиусу призабойной зоны в различные моменты времени в процессе обработки.

Устройство содержит обсадную колонну 1 скважины, перфорационные каналы 2 интервала перфорации, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, струйный насос 4, пакер 5, фильтр 6, гидродинамический генератор 7 колебаний давления. Между колонной НКТ 3 и обсадной колонной 1 имеется межтрубное пространство 8.

Способ осуществляют следующим образом.

На начальном этапе цикла обработки через спущенные до забоя трубы НКТ 3 со струйным насосом 4 и гидродинамическим генератором 7 при закрытом затрубе или через межтрубное пространство 8 с помощью насосных агрегатов в умеренном темпе производят повышение давления на забое скважины путем нагнетания жидкости (реагента) в пласт, то есть создают репрессию. Уровень давления при этом ограничивают величиной давления гидроразрыва пласта, а при нагнетании через межтрубное пространство 8 (при условии хорошего состояния обсадной колонны) устьевое давление может достигать 30 МПа. Давление на забое поддерживают в течение времени, необходимого для установления пьезометрической кривой - распределения давления в призабойной зоне (условно показано на фиг. 2, кривая 1), что контролируют по стабилизации расхода. При этом образуется высокий потенциальный запас упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее загрязненной области призабойной зоны. Поскольку при этом виброволновое воздействие еще не производится, то не происходит заметного уноса частиц кольматирующего материала вглубь пласта. После репрессии быстро снижают давление на забое ниже пластового, для чего открывают затруб и включают откачивающее устройство, в качестве которого используют струйный насос 4, спущенный на забой на подъемных трубах (НКТ) 3 вместе с пакером 5 и проточным гидродинамическим генератором 7 колебаний давления. При этом образование единой линии питания при помощи прокачиваемой с устья по НКТ 3 жидкости от насосного агрегата существенно упрощает выполнение способа. Кроме того, появляется как дополнительная, так и самостоятельная, без использования струйного насоса 4, возможность снижения забойного давления. При прокачке через гидродинамический генератор 7 водогазовой смеси за счет интенсивных вихревых и динамических процессов в генераторе наряду с упругими колебаниями продуцируется газоводяная пена, которая заполняет межтрубное пространство 8 скважины с изливом на устье. При этом создаются наиболее благоприятные условия как для извлечения загрязняющих жидких частиц из поровой среды коллектора, так и для их эффективного выноса по стволу скважины из-за высокой удерживающей способности пены.

Струйный насос 4 и гидродинамический генератор 7 включают вместе с открыванием затруба и подачей оптимального расхода рабочей жидкости от насосного агрегата по НКТ 3. При снижении давления на забое ниже пластового производят воздействие. Виброволновое воздействие осуществляют с вибросмешением нефтяного коллектора больше 0,1 среднего диаметра поровых каналов и виброускорением, большим чем 0,1 ускорения свободного падения. Величина депрессии сразу после снижения давления до P открытия < P пластового будет составлять P депрес. = P закрытия - P открытия = 20-40 МПа и при применении гидродинамического генератора 7, создающего колебания давления существенной амплитуды, создаются благоприятные условия для отрыва кольматирующей корки с поверхности перфорационных каналов и выноса кольматанта и из наиболее загрязненной кольцевой области, непосредственно примыкающей к скважине. По мере очистки призабойной зоны и увеличения пьезопроводности, передача пульсаций давления от генератора 7 вглубь пласта "как по жидкости" увеличится и хотя величина депрессии постепенно будет снижаться, но одновременно увеличивается и радиус охваченной депрессией зоны и радиус обработки (см. последовательно кривые 2 и 3 в моменты времени t₂ и t₃). С учетом того, что прочность сцепления кольматанта с коллектором убывает с увеличением расстояния от скважины, то поддерживается высокая эффективность удаления загрязняющего материала по всей глубине призабойной зоны. После снижения накопленного при репрессии запаса упругой энергии в момент времени t₄ (фиг. 2, кривая 4), будет производиться очистка и более глубоких зон, за счет "включения" пластового давления и притока жидкости уже из пласта. При закачке в режиме создания депрессии через НКТ 3 водогазовой смеси, приготавливаемой на устье с использованием насосного агрегата, и компрессора, на выходе гидродинамического генератора 7 образуется газоводяная пена и заполняет межтрубное пространство 8 с изливом на устье. Происходит добавочное снижение давления на забой. Из-за высокой удерживающей способности пены извлекаемые из пласта кольматирующие частицы эффективно выносятся из скважины потоком пены. Применение пены позволяет создавать режим депрессии без использования пакера 5 и струйного инжектора 4. В этом случае способ может успешно применяться в наклонных и наклонно-горизонтальных скважинах, где операции посадки пакера 5 сильно затруднены. Закачку пены в пласт можно осуществлять также в режиме репрессии (после заполнения скважины пеной). В этом случае из-за проникновения в коллектор газа и его сжатия запас упругой энергии и время ее истощения при последующей депрессии увеличиваются, что также повышает глубину и эффективность очистки. В случае пониженной проницаемости пласта (0,1 мкм и ниже), а также в осложненных условиях такие операции, как предварительное создание репрессии, виброволновое воздействие в условиях депрессии циклически повторяют. Время каждого цикла и их количество выбирают для каждой конкретной скважины в зависимости от величины радиуса загрязненной зоны, проницаемости, толщины пласта, величины создаваемой депрессии и мощности генератора 7. В случае сильной загрязненности в качестве рабочей жидкости, циркулирующей по межтрубному пространству, или при закачке в пласт через генератор колебаний используют различные реагенты: нефть, воду, растворы поверхностно-активных веществ, кислоты, растворители или их смеси, например соляную кислоту, глинокислоту, толуол, нефрас и др. При этом за счет интенсивного физико-химического взаимодействия реагентов с насыщенной пористой средой пласта и кольматантом в поле упругих колебаний происходит увеличение фильтрационных характеристик коллектора. При образовании газоводяной пены в водогазовую смесь добавляют небольшие количества пенообразующих и пеностабилизирующих веществ. Контроль за процессом очистки и его эффективностью может производиться по количеству взвешенных частиц (КВЧ) в отобранных пробах и расходу извлекаемой жидкости. При стабилизации расхода и отсутствии КВЧ в пробах, обработку прекращают. Окончательная эффективность обработки оценивается по результатам последующих гидродинамических и геофизических исследований. Ниже приведен конкретный пример реализации способа: имеется нефтедобывающая скважина с 5-дюймовой обсадной колонной, глубина интервала перфорации 2600 м, пластовое давление 25 МПа, плотность пластовой нефти 650 кг/куб. м, обводненность пластовой жидкости 50%, плотность пластовой воды 1100 кг/куб. м, вязкость нефти 2,5 МПа•сек, газовый фактор 50 куб.м/куб.м. Дебит пластовой жидкости в результате загрязнения призабойной зоны снизился с 80 до 20 куб.м/сут. при забойном давлении 18 МПа.

Для обработки в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 2,5" с установленными на ней струйным насосом, пакером и гидродинамическим генератором. Струйный насос, а также генератор конструкции "АРМ-МЕЦИТ", устанавливают внутри НКТ. Гидродинамический генератор не имеет движущихся механических узлов, износоустойчив и генерирует низкочастотные колебания с амплитудой 4-6 МПа при расходе рабочей жидкости 4-5 куб.дм/сек. Глубина установки насоса - 2580 м, пакера - 2585 м, генератора - 2605 м. Характеристики струйного насоса, рассчитанные в соответствии с условиями скважины по специальной компьютерной программе, разработанной авторами предлагаемого изобретения, следующие: рабочая жидкость - пластовая вода, отношение площадей сопла и камеры смешения 0,46 коэффициент инжекции 0,4, давление закачки рабочей жидкости на устье 20 МПа, расход рабочей жидкости 10 куб.дм/сек.

После установки пакера подъемную колонну обвязывают с устьевым насосным агрегатом (4АН-700), и производят закачку рабочей жидкости при закрытом затрубе. Закачку ведут с небольшим расходом в течение 1,5 часа и давление на забое повышается до 40 МПа. Затем затруб открывают и расход рабочей жидкости через НКТ повышают до 15 куб.дм/сек при давлении 20 МПа. Давление на забое при работе струйного насоса и генератора снижается до 9 МПа. Значение перепада давления между пластом и забоем первое время составляет 30 МПа, а затем падает до значения 16 МПа. В этом режиме обработку продолжают 1 час. Частота работы генератора 40 Гц, глубина зоны обработки, где одновременно достигаются критические значения виброускорения и вибросмещения, при этом составляет 4-5 м. Затруб снова закрывают и на забое в течение часа поднимается давление до 35 МПа, а затем при открытом затрубе вновь повторяется в условиях депрессии виброволновое воздействие.

Следующий цикл обработки проводят с закачкой водогазовой смеси через НКТ. Для этого через обратный клапан ко входу в НКТ подключают компрессор (типа СД9-101) и производят закачку смеси воздуха и воды до появления на выкиде из затруба пены. После этого вход в НКТ закрывают и производят закачку пены в пласт через затруб с небольшим расходом в течение получаса, после чего затруб пускают на выход в желобную емкость через сепаратор, а через НКТ проводят закачку водогазовой смеси с включением струйного насоса и генератора при давлении насосного агрегата 9,5 МПа и расходе воды 3-4 дм/сек. По окончании обработки скважину компрессируют.

В результате проведенных операций производительность скважины повышается до 60 тонн/сут.

Преимущества метода:
- высокая эффективность очистки скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений;
- возможность эффективной обработки наклонных и наклонно-горизонтальных скважин.

Изобретение используется при освоении и очистке скважин. На начальном этапе цикла обработки повышают давление на забое скважины. Уровень давления при этом ограничивают величиной давления гидроразрыва пласта. Давление на забое поддерживают в течение времени, необходимого для установления пьезометрической кривой, что контролируют по стабилизации расхода. После репрессии быстро снижают давление на заборе ниже пластового, для чего открывают затрубье и включают струйный насос. При снижении давления на забое ниже пластового производят виброволновое воздействие гидродинамическим генератором с вибросмещением нефтяного коллектора больше 0,1 среднего диаметра поровых каналов и виброускорением, большим чем 0,1 ускорения свободного падения. По мере очистки призабойной зоны передача пульсаций давления от генератора вглубь пласта увеличится и хотя величина депрессии постепенно будет снижаться, но одновременно увеличивается и радиус охваченной депрессией зоны и радиус обработки. Способ рекомендуется использовать при освоении и очистке скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки, а также наклонных и наклонно-горизонтальных скважин. При этом способ характеризуется высокой эффективностью очистки скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки нефтянных месторождений, а также возможностью эффективной обработки наклонных и наклонно-горизонтальных скважин. 5 з. п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие и изменение давления, отличающийся тем, что давление на забое скважины снижают ниже пластового с одновременным виброволновым воздействием, а при повышении давления его величину ограничивают давлением гидроразрыва пласта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют с вибросмещением нефтяного коллектора не менее 0,1 величины среднего диаметра поровых каналов и с виброускорением не менее 0,1 величины ускорения свободного падения, при этом воздействие проводят до стабилизации отбора пластовой жидкости, при падении отбора пластовой жидкости цикл воздействия упругими колебаниями повторяют. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют при частоте 1 - 700 Гц. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижение давления на забое скважины осуществляют струйным насосом. 6. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что снижение давления на забое скважины осуществляют заполнением скважины газоводяной пеной, полученной на забое при использовании ее в качестве рабочей жидкости для гидродинамического генератора.