СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны эксплуатационной нефтяной скважины.

Эксплуатация месторождений, нефти которых содержат в своем составе парафин, смолы и асфальтены, осложнена выпадением указанных компонентов в виде твердых осадков на стенках труб, оборудования скважинного насоса и в призабойной зоне. В образовании твердых осадков участвуют не только асфальто-смоло-парафиновые компонент (АСПК), но и сырая нефть, вода, песок, глина, неорганические соли, сульфиды железа. Сложный состав осадков обуславливается не только составом нефти и газа, но и составом попутно добываемой воды, минералогическим составом и механической прочностью пород, слагающих пласт, условиями первичного и вторичного вскрытия, видами и периодичностью мероприятий по воздействию на пласт, условиями глушения перед ремонтом и т.д.

Отложение указанных твердых осадков в призабойной зоне приводит к закупориванию пор и снижению продуктивности пласта. К негативным последствиям приводят также отложения твердых осадков на стенках насосно-компрессорных труб скважинного оборудования, вызывающие сужение гидравлических каналов и снижение производительности насоса при одновременном росте гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах до полного их закупоривания. Поэтому подземный ремонт и восстановление продуктивности таких скважин представляют серьезную проблему.

Известен способ удаления отложений со стенок скважинных труб и подземного оборудования путем глушения скважин горячей водой, применяемый на месторождении Узень (см., например, книгу Шерстнева Н.М., Гурвича Л.М., Булина И. Г. "Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин". Москва, "Недра", 1988). В известном способе закачиваемая в скважину горячая вода разогревает стенки скважины и оборудования и расплавляет твердые отложения. При последующем освоении и пуске скважины после ремонта расплавленная масса твердых осадков должна, по мнению авторов, выноситься вместе с потоком добываемой жидкости на поверхность и откачиваться в трубопровод. Результаты анализа по 108 скважинам, заглушенным горячей водой, показали, что время освоения скважин после подземного ремонта увеличивается и снижается дебит скважин по сравнению с заглушенными холодной водой (см. тот же источник).

Для устранения указанного недостатка авторы предлагают применять холодный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) марки МЛ, который хорошо отмывает парафин. Однако, и это усовершенствование имеет свои недостатки:
1) раствор отмывает твердые отложения только со стенок скважины и подземного оборудования;
2) закачка холодного раствора в призабойную зону пласта с целью ее обработки позволяет охватывать в основном зоны высокой проницаемости и еще более снизить температуру охлажденных и закупоренных пор и тем самым снизить продуктивность.

Известны также способы "теплоинжекционного теплового воздействия" на призабойную зону, характеризующиеся закачкой горячего агента непосредственно в пласт (см., например книгу Галанского П.П. "Борьба с парафином при добыче нефти". Москва, Гостоптехиздат, 1955).

В качестве теплоносителя при этих способах могут быть использованы вода, пар или газы, нефть, соляровое масло или бензол, нагретые до необходимой температуры (для целей депарафинизации нефтью достаточно призабойную зону нагреть до 60- 70^oC). При этом термическое воздействие дает увеличение продуктивности за счет очистки порового пространства от механических и органических материалов, привнесенных в процессе вскрытия и последующей эксплуатации скважин.

Способы "теплоинжекционного теплового воздействия" на пласт имеют следующие недостатки:
1) низкая энергетическая эффективность из-за сильной неоднородности температурного поля по радиусу призабойной зоны скважины: при закачке горячего агента вдоль радиуса образуется так называемая температурная воронка, где температура у стенки скважины близка к температуре закачиваемого агента, а на небольшом расстоянии по радиусу вглубь пласта она снижается до пластовой температуры; "перегретая" зона у скважины вызывает непроизводительный переток тепла в кровлю и подошву пласта и тем самым снижает тепловую эффективность способа и не позволяет прогреть пласт на большую глубину;
2) плохо очищается призабойная зона от продуктов загрязнения, особенно в малопродуктивных пластах, где пластовой энергии недостаточно для выноса загрязняющих материалов и фильтрата жидкости глушения на водяной основе;
3) эффективность способа существенно снижается, когда продуктивный горизонт по толщине представлен пластами, имеющими разную проницаемость. В этом случае закачиваемый нагретый агент в первую очередь проникает и прогревает высоко проницаемые пласты, которые и без того имеют высокую продуктивность;
4) во многих случаях этот способ не позволяет произвести быстрое и эффективное освоение скважин, особенно на участках с низким пластовым давлением.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности (т. е. прототипом) является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества, и последующее ее освоение (см., например, патент Российской Федерации N 2097546, кл. E 21 B 43/25, 1997 г.).

Однако этот способ имеет существенный недостаток - недостаточно эффективный вынос разрушенных загрязняющих структур призабойной зоны, поскольку способ-прототип предназначен для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, а не эксплуатационной. В нагнетательных скважинах нет такого сильного загрязнения призабойной зоны твердыми осадками, включающими асфальто-смоло-парафиновые компоненты.

В связи с этим основной технической задачей, на решение которой направлено настоящее предлагаемое изобретение, является создание такого способа увеличения продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины, который, будучи экологически чистым и взрывобезопасным, обеспечивал бы повышение эффективности выноса разрушенных загрязняющих структур из призабойной зоны эксплуатационной нефтяной скважины и тем самым увеличил бы ее продуктивность.

Решение поставленной технической задачи обеспечивается тем, что в способе увеличения продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины, включающем закачку оторочки газожидкостной смеси и последующее освоение скважины, оторочку газожидкостной смеси закачивают в объеме от 0,5 до 1 объема пор пласта в его призабойной его зоне при кратности содержания газовой фазы от 0,25 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях, после чего в скважину закачивают газовую оторочку, состоящую из взрывобезопасного газа или смеси таких газов, и жидкую оторочку теплоносителя, причем объем газовой оторочки в пластовых условиях составляет не менее объема теплоносителя. Вслед за этим указанную жидкую оторочку продавливают в пласт жидкостью, обеспечивающей глушение скважины, а освоение скважины осуществляют путем откачки жидкости глушения и последующего создания глубокой депрессии на пласт при прокачивании газового агента в затрубное пространство скважины до прорыва в последнюю газа из газовой оторочки. Возможность осуществления настоящего предлагаемого изобретения доказывается использованием в отечественной и зарубежной практике нефтедобычи способов закачивания в призабойную зону скважины различных оторочек (газожидкостной, газовой и т.п.) - см., например, книгу М.Л.Сургучева "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов". Москва, "Недра", 1985.

Технические признаки, являющиеся отличительными для заявленного способа, могут быть реализованы с помощью средств, применяемых в настоящее время при освоении и ремонте нефтяных скважин (насосно-компрессорный агрегат, сепаратор-отстойник, трубопроводы, запорная арматура, различные газы, ПАВ, кислоты и пр.).

Отличительные признаки, отраженные в формуле изобретения необходимы и достаточны для его осуществления, т.к. обеспечивают решение поставленной технической задачи, а именно увеличение продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины путем повышения эффективности выноса разрушенных загрязняющих структур из призабойной зоны скважины при обеспечении экологичности и взрывобезопасности.

В дальнейшем настоящее предлагаемое изобретение поясняется на примере его выполнения, схематически изображенном на прилагаемом чертеже, где показана технологическая схема предлагаемого способа.

В нефтеносных пластах, сложенных неоднородными коллекторами, имеющими различную проницаемость, сначала закачивается оторочка газожидкостной смеси, состоящая из жидкой фазы, в качестве которой могут быть использованы: водяной раствор ПАВ, нефть, конденсат и другие фракции нефти, не вызывающие выпадения твердых осадков (асфальтенов) в качестве газовой фазы попутный и природный газы, выхлопной газ, азот, углекислота и другие доступные инертные газы
Температура газожидкостной смеси в условиях пласта должна превышать температуру плавления АСПК. Для месторождений парафинистых нефтей РФ она не превышает 70^oC. В случае использования растворителей или водных растворов ПАВ для отмыва загрязнений температура их должна быть ниже пластовой температуры для данного месторождения, если даже эти жидкости способны отмывать твердые отложения при более низких температурах.

На устье скважины 1 (см.фиг.) установлены передвижной насосно-компрессорный агрегат 2, цистерна с запасом раствора ПАВ 3 и мобильный сепаратор-отстойник 4. Скважина оснащена фонтанной арматурой 5, насосно-компрессорной колонной 6, на конце которой установлен скважинный насос 7. Вместо мобильного сепаратора-отстойника 4 может быть использован стационарный сепоратор-отстойник, установленный на устье скважины (или куста скважин). В случае использования в качестве технологического агента пластовой жидкости производится транспортирование и установка сепаратора- отстойника заранее с целью накопления в нем необходимого объема технологической жидкости: нефти и воды для производства ремонтных работ. В сепараторе-отстойнике послойно снизу вверх размещается вода 8, нефть 9 и газ 10. Сепаратор-отстойник 4 сообщен трубопроводами 11 (для воды и нефти) и 12 (для газа) с передвижным насосно-компрессорным агрегатом. На указанных трубопроводах установлены задвижки 13, 14 и 15. Альтернативно газ может поступать от постороннего источника по трубопроводу 16, а техническая вода - по трубопроводу 17 (а также от постороннего источника).

При осуществлении заявляемого способа в первую очередь производится промывка ствола скважины холодным раствором ПАВ, поступающим из цистерны 3 по трубопроводу 18 в насосно-компрессорный агрегат 2 при открытой задвижке 19. За счет этого осуществляется отмыв отложений парафина со стенок скважины, НТК и оборудования путем прямой или обратной циркуляции в зависимости от того, какое глубинное оборудование с какими циркуляционными клапанами установлено в скважине. Отмытые отложения отстаиваются в отстойнике 4. Затем начинается циркуляция горячей жидкости для доотмыва отложений и прогрева ствола скважины и призабойной зоны с целью снижения потерь тепла при последующей закачке горячих агентов в пласт. Для этого жидкость поступает по трубопроводу 17 от отдельного источника (не показан) или по трубопроводу 11 из сепаратора-отстойника 4 при открытой задвижке 13 в насосно-компрессорный агрегат 2, где она может подогреваться одним из известных способов до температуры, превышающей температуру пласта (т.е. до 70-90^oC) (например, насосно-компрессорный агрегат может быть оснащен для нагрева жидкости подогревателем известного типа).

Следующей технологической операцией является закачка газожидкостной смеси в призабойную зону пласта. Для этого одновременно с жидкостью в скважину подается газ с образованием газожидкостной смеси. Например, в качестве газа может быть использован выхлопной газ двигателя внутреннего сгорания агрегата 2. В этом случае этот газ подается через выхлопную трубу двигателя через теплообменник агрегата (не показан) в насос-компрессор, и далее образовавшаяся газожидкостная смесь поступает в скважину.

Закачка газожидкостной смеси образует в продуктивном пласте оторочку 20, по обеим сторонам которой образуются переходные зоны 21 и 22. В результате закачки газожидкостной смеси и образования соответствующей оторочки 20 происходит выравнивание профиля приемистости по неоднородным пластам.

Газаожидкостная смесь обладает существенно большей вязкостью, чем ее составляющие. Поэтому газовая фаза, устремляясь в первую очередь в более высокие проницаемые пласты, образует там высоковязкостную мелкодисперсную водогазовую смесь с высоким содержанием газовой фазы. При этом увеличивается перепад давления на ее фильтрацию. За счет этого начинают интенсивнее принимать жидкость низко проницаемые пропластки. Таким образом в значительной степени выравнивается фронт продвижения оторочки по пропласткам разной проницаемости.

При закачке нагретого агента увеличивается относительная проницаемость в системе "вода-нефть" и устойчивость фронта нагнетания, что способствует более равномерному (без прорывов) вытеснению жидкости при закачке оторочки. При этом ускоряется перенос тепла вглубь пласта по радиусу скважины и выравнивается неоднородность теплового поля между фронтом нагнетания и забоем скважины, тем самым увеличивается эффективность обработки. В пузырьки газовой фазы испаряются легкие фракции нефти, которые при продвижении вглубь пласта конденсируются на скелете породы, образуя вал смешивающегося вытеснения, облегчая вытеснение остаточной нефти из мелких пор. Тем самым происходит более полный отмыв породы и увеличение ее проницаемости. В дальнейшем при освоении скважины и вызова притока водогазовая смесь, проникающая в высоко проницаемые обводненные зоны, препятствует в последующем обратной фильтрации воды, создавая эффект изоляции притока воды с помощью пенных систем.

Кратность содержания газовой фазы в газожидкостной смеси составляет от 0,25 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях. Малое содержание газа соответствует пластам с относительно небольшой разницей в проиницаемости отдельных пропластков (от 1,5 до 2 раз). В этом случае газовая фаза служит в основном для выравнивания фронта нагнетания и более полного отмыва призабойной зоны и лучшего оттесненния пластовых флюидов вглубь пласта.

Максимальные значения кратности применяются в сильно неоднородных пластах, содержащих сильнообводненные пропластки, где появляется необходимость не только в выравнивании профиля, но и изоляции сильнообводненных пластов пенной системой при последующем освоении скважины. В этом случае кратность газ/жидкость должна быть не менее 4-6 в пластовых условиях.

Объем газожидкостной смеси должен быть равен от 0,5 до 1 объема пор пласта в зоне предполагаемой обработки призабойной зоны пласта. В качестве второй оторочки 23 в скважину закачивается газ. Закачка газа осуществляется насосно-компрессорным агрегатом 2. В качестве газовой оторочки могут быть использованы: выхлопной газ двигателя внутреннего сгорания, попутный газ из сборной сети, добываемый из соседних скважин, природный газ из газопровода, азот, CO₂ или смеси этих газов. Указанные газы должны удовлетворять требованию взрывобезопасности. Закачка газовой оторочки обеспечивает продвижение вглубь пласта оторочки газожидкостной смеси, а также создание временного источника потенциальной энергии в виде энергии сжатого газа с целью быстрого и полного вытеснения оторочки теплоносителя, закачиваемого вслед за газовой оторочкой, и облегчения ее подъема на дневную поверхность по НКТ или затрубному пространству. Поэтому объем газовой оторочки в пластовых условиях должен быть не менее чем объем теплоносителя, закачиваемого в качестве третьей оторочки (см. ниже).

Кроме того, газовая оторочка обеспечивает дополнительное вытеснение жидкой фазы, защемленной в мелких капиллярах и не вытесненных газожидкостной смесью, а также испарение легких фракций защемленной и пленочной нефти на скелете породы и образование переходного слоя 21 весьма легких и газообразных фракций нефти между газожидкостной оторочкой и газовой.

Третьей оторочкой, закачиваемой посредством насосно-компрессорного агрегата 2 вслед за газовой, является жидкая оторочка теплоносителя 24, которая одновременно является и нагревающей и отмывающей, и реагирующей оторочкой.

В качестве жидкостей теплоносителей могут быть использованы:
1) водные растворы ПАВ, позволяющие восстановить проницаемость пор пласта за счет отмыва АСПК. К таким растворам относятся широко и эффективно используемые на промыслах растворы МЛ-72, МЛ-80, разные марки СНПХ и "Нефтенола";
2) пластовая нефть, наиболее удобная для применения как с точки зрения совместимости с пластовыми флюидами и породой, так и доступности как объект добычи;
3) доступные по цене и условиям перевозки легкие фракции нефти - растворители, не вызывающие дополнительного выпадения из нефти твердых фракций, например, асфальтенов. К таким, в первую очередь, относится нефтяной или газовый конденсат и др.;
4) растворы кислот и щелочей, позволяющие не только отмывать, но и расширять каналы перфорации в призабойной зоне. К таким растворам относятся растворы HCl, NaOH, широко применяемые в промысловой практике.

Раствор теплоносителя, обладающего большой теплоемкостью, а также свойствами растворения твердых отложений и отмыва загрязнений призабойной зоны, должен иметь температуру 70 - 90^oC. Для его нагрева или подогрева может быть использовано тепло выхлопных газов двигателя внутреннего сгорания агрегата 2. Раствор теплоносителя продавливается в пласт жидкостью глушения и образует третью оторочку 24. Между оторочками 23 и 24 образуется переходная зона 25. Указанная жидкость глушения выбирается в зависимости от пластовых условий и может представлять собой нефть, воду, соленую воду плотностью 1,20-1,25, утяжеленные растворы и т. п. Жидкость глушения должна создавать на забое гидростатическое давление, превосходящее пластовое (в соответствии с принятыми для конкретного месторождения нормами). Таким образом, обеспечивается надежное глушение скважины на время проведения ремонтных работ (обычно 4-12 часов, но в некоторых случаях до 24-48 часов).

После завершения ремонтных работ и спуска скважинного насоса 7 производится освоение скважины путем пуска насоса 7. (Вызов притока может осуществляться одним из других известных способов, например, заменой жидкости глушения на нефть, нефтегазовую смесь и т. д.).

При этом в первую очередь откачивается жидкость глушения до уровня, соответствующего пластовому давлению. В процессе дальнейшего снижения уровня создается определенная депрессия на пласт и начинается приток жидкости из пласта.

С целью удаления жидкости глушения из кольцевого пространства и необходимости создания в последующем глубокой депрессии на пласт производится подкачивание газового агента в затрубное пространство до прорыва газа из оторочки 20. Насос при этом останавливают, прекращают подкачку газа, а выкидную линию затрубного пространства соединяют с сепаратором 4 и емкостью для сбора поступающей из скважины жидкости (не показана). Таким образом, производят разрядку скважины, при этом газовая оторочка 20, расширяясь, выталкивает жидкость-теплоноситель и лифтирует ее фонтанным способом с быстрым выносом разрушенных загрязняющих структур призабойной зоны за счет энергии расширения оторочек 20 и 23. Из скважины лифтирующая жидкость попадает в сепаратор 4 и емкость для сбора скважинной жидкости. За газовой оторочкой 23 и газожидкостной оторочкой 20 в скважину начинает фильтроваться через тщательно очищенную призабойную зону пластовая жидкость.

Заявляемый способ позволяет:
- увеличить глубину прогрева в 1,5 - 2,0 раза;
- привести в подвижное состояние твердые загрязняющие отложения жидкости:
- тщательно очистить поры пласта за счет упругой энергии газовой фазы и высоких скоростей фильтрации;
- создать высокую депрессию на забое;
- быстро освоить скважину при любом способе эксплуатации.

Способ обеспечивает улучшение экологических условий на месте работы при использовании выхлопных газов двигателя насосного агрегата для образования газожидкостной и газовой оторочек.

Экологичность и пожаровзрывобезопасность способа обеспечивается за счет:
- взрывобезопасного состава закачиваемых агентов: выхлопных газов, попутного газа, пластовой нефти и газа;
- исключения или снижения выброса в атмосферу избыточного тепла, парниковых и ядовитых выхлопных газов (CO₂, CO, NO) путем закачки в пласт;
- снижение потребления пресных вод за счет использования в качестве технологических агентов продукции скважины и выхлопных газов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны эксплуатационной нефтяной скважины, обеспечивает повышение эффективности выноса загрязняющих структур из скважины. Способ включает закачку в скважину оторочки газожидкостной смеси и последующее освоение скважины. Оторочку газожидкостной смеси закачивают в объеме от 0,5 до 1 объема пор пласта в призабойной его зоне при кратности содержания газовой фазы 0,25 - 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях. После чего в скважину последовательно закачивают газовую оторочку, состоящую из взрывобезопасного газа или смеси таких газов, и жидкую оторочку теплоносителя. При этом объем газовой оторочки в пластовых условиях составляет не менее объема теплоносителя. Вслед за этим указанную жидкую оторочку продавливают в пласт жидкостью, обеспечивающей глушение скважины. Освоение скважины осуществляется путем откачки жидкости глушения и последующего создания глубокой депрессии на пласт при подкачивании газового агента в затрубное пространство скважины до прорыва в последнюю газа или газовой оторочки. 1 ил.

Способ увеличения продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины, включающий закачку в скважину оторочки газожидкостной смеси и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что оторочку газожидкостной смеси закачивают в объеме от 0,5 до 1 объема пор пласта в призабойной его зоне при кратности содержания газовой фазы 0,25 - 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях, после чего в скважину последовательно закачивают газовую оторочку, состоящую из взрывобезопасного газа или смеси таких газов, и жидкую оторочку теплоносителя, причем объем газовой оторочки в пластовых условиях составляет не менее объема теплоносителя, вслед за чем указанную жидкую оторочку продавливают в пласт жидкостью, обеспечивающей глушение скважины, а основание скважины осуществляют путем откачки жидкости глушения и последующего создания глубокой депрессии на пласт при подкачивании газового агента в затрубное пространство скважины до прорыва в последнюю газа из газовой оторочки.