СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к интенсификации добычи нефти, и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин путем удаления отложений кольматирующего материала из перфорационных каналов и пористой среды.

Известен способ [1], предназначенный для освоения нефтяных скважин, заключающийся в том, что в насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивается смесь газа с жидкостью (обычно с водой или нефтью). Для этих целей необходим передвижной компрессор и насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкость для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. Смесь газа с жидкостью закачивается через НКТ в межтрубное пространство, через которое выбрасывается на дневную поверхность. На пласт создается депрессия, жидкость в пласте разгазируется, пласт очищается.

Недостатком способа является то, что по мере увеличения глубины, на которую нужно закачать смесь, необходимо увеличивать давление на выходе компрессора и насоса, иначе смесь не пойдет к нижнему торцевому отверстию НКТ. Так, для скважины глубиной 2000 м, заполненной водой, компрессор должен давать давление не ниже 20 МПа (200 кгс/см²). Технически это сложно, энергоемко и опасно. Кроме того, когда процесс стал стационарным, эффект депрессии на пласт стабилизировался и те частицы, которые застряли или образовали пробки в каналах пласта, цементного кольца или в перфорационных отверстиях обсадной колонны, уже не будут оттуда удалены. При прямой (газожидкостная смесь подается в насосно-компрессорные трубы) циркуляции газожидкостной смеси скорость проходящего потока по межтрубному пространству значительно меньше скорости движения жидкости по насосно-компрессорным трубам, что значительно ухудшает вынос кольматирующего материала на поверхность.

Способ [2 - прототип] включает циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб на глубину, обеспечиваемую возможностями компрессора, продавливание их вниз жидкостью давлением насоса, превышающим давление компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта. Снижение давления в призабойной зоне пласта осуществляют путем выталкивания воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, при этом расход жидкости при продавливании воздушных пробок определяется из соотношения

где V - скорость нисходящего потока жидкости, м/с; V - 0,8 м/с; d - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;
объем жидкости при продавливании воздушных пробок выбирают по манометру насоса, как падение давления при выталкивании воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, а циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства на дневную поверхность.

Недостатком способа является то, что при проталкивании воздушных пробок к забою скважины вызывается довольно сильная репрессия на призабойную зону пласта, что может способствовать упрочнению кольматирующего материала, находящегося в перфорационных каналах и пористой среде, за счет перепада возникающего давления, что в дальнейшем существенно затруднит его вынос на поверхность.

Другим отрицательным фактором, влияющим на эффективность процесса, является возможность слияния воздушных пробок в полости насосно-компрессорных труб за счет контакта жидкой фазы с поверхностью труб и проскальзывания воздушных пробок под действием силы Архимеда [3].

К тому же ухудшаются условия выноса кольматирующего материала, т.к. рабочий агент закачивается в насосно-компрессорные трубы, а обратный поток с кольматирующим материалом движется к поверхности по межтрубному пространству, где скорость движения потока значительно меньше скорости потока в насосно-компрессорных трубах.

Отсутствие поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидкой фазе рабочего агента ухудшает способности рабочей жидкости выносить дезинтегрированный кольматирующий материал.

Подобный способ обработки не может привести к осушению ствола скважины и насосно-компрессорных труб, т. е. вызвать максимально возможное значение депрессии, приближающееся к значению пластового давления. Сама технология не предусматривает полного контроля за величиной депрессии.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа обработки призабойной зоны скважины методом длительных управляемых депрессий и повышение эффективности выноса кольматирующего материала.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойных зон нефтяных скважин, включающем возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала с поэтапным увеличением в ней содержания газа.

Дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу.

Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества.

Опираясь на результаты работы /3/, авторы предложили использование мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой фаз через диспергатор, также описанный в работе /3/, и добились поставленной цели.

Способ осуществляется следующей предпочтительной последовательностью операций.

1. Заполнение ствола скважины и НКТ рабочей жидкостью (возбуждение циркуляции) насосным агрегатом.

2. Замена рабочей жидкости на слабогазированную мелкодисперсную газожидкостную смесь.

3. Поэтапное увеличение содержания газа в мелкодисперсной газожидкостной смеси.

4. Продувка скважины газом.

5. Разрядка скважины в атмосферу.

Сущность метода заключается в удалении отложений кольматирующего материала из перфорационных каналов и пористой среды посредством создания управляемой депрессии любого значения (вплоть до величины, примерно равной пластовому давлению) и поддержания ее сколь угодно долгое время.

На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины.

Здесь:
1 - насосный агрегат;
2 - компрессор;
3 - желобная емкость;
4 - межтрубное пространство;
5 - компрессор;
6 - диспергатор;
7 - забойный диспергатор;
8 - успокоитель;
9 - центральная задвижка;
10, 11 - затрубные задвижки;
12 - газгольдер.

Для осуществления технологического процесса насосно-компрессорные трубы 1 опускаются в ствол скважины на глубину Н.

Возбуждается циркуляция жидкости насосным агрегатом 2 по схеме: желобная емкость 3, насосный агрегат 2, межтрубное пространство 4, насосно-компрессорные трубы 1, желобная емкость 3. Для возбуждения циркуляции необходимо открыть центральную и затрубную задвижки 9, 10.

При этом давление на насосном агрегате будет определяться величиной гидравлических потерь на преодоление трения.

Следующим этапом технологического процесса будет включение в работу компрессора 5. Газ, подаваемый в линию компрессором 5 с минимальным расходом, проходя с потоком жидкости через диспергатор 6, образует мелкодисперсную газожидкостную смесь, средний удельный вес которой не намного меньше удельного веса рабочей жидкости.

В данном случае максимальное давление на устье регистрируется в момент достижения газожидкостной смеси башмака насосно-компрессорных труб 1. Оно определяется гидравлическими потерями при циркуляции и разностью давлений, создаваемых столбом рабочей жидкости в насосно-компрессорных трубах 1 и мелкодисперсной газированной смесью в межтрубном пространстве 4. При подъеме мелкодисперсной газированной смеси до устья рабочее давление будет определяться только гидравлическими потерями.

Таким образом, замена рабочей жидкости в межтрубном пространстве 4 и насосно-компрессорных трубах 1 на мелокодисперсную газированную смесь вызовет депрессию в тот момент, когда значение пластового давления превысит величину давления, создаваемого столбом мелкодисперсной газированной смеси, и величиной давления, определяемого как потери на трение для подъема жидкости по насосно-компрессорным трубам до устья. В этот момент происходит приток жидкости из пласта. Эту величину депрессии при выносе кольматирующего материала можно поддерживать сколь угодно долгое время, соблюдая заданный режим работы наземного оборудования (подача прокачиваемой жидкости и газа) до прекращения выноса кольматирующего материала. При прекращении выноса кольматирующего материала следует увеличить подачу газа (изменение режима работы наземного оборудования).

При увеличении подачи газа давление компрессора 5 становится достаточным (при отключенном насосном агрегате 2) для выброса из межтрубного пространства 4 и насосно-компрессорных труб 1 всей мелкодисперсной газированной смеси на дневную поверхность. При этом давление столба мелкодисперсной газированной смеси в насосно-компрессорных трубах 1 снижается до такой величины, что происходит интенсивное выделение растворенного в жидкой фазе газа и увеличение газовых пузырьков, что существенно способствует выбросу, вызывая газлифтный эффект. В этот момент депрессия достигает своего максимального значения. В том случае, когда башмак насосно-компрессорных труб опущен в интервал перфорации, величина депрессии приближается к значению пластового давления, т.к. скважина работает в режиме продувки. В результате этого происходит интенсивный приток жидкости из пласта, что в свою очередь сопровождается разрушением и выносом кольматирующего материала из пористой среды и перфорационных каналов. Для поддержания режима продувки следует увеличить расход газа до такой величины, при котором вся поступающая из пласта жидкость будет выноситься на поверхность по насосно-компрессорным трубам потоком восходящего газа. В том случае, если скорость восходящего потока газа будет недостаточной для выноса всей поступающей из пласта жидкости на устье, скважина начинает работать в режиме пульсации. Происходит это следующим образом.

Работа пласта сопровождается выносом в ствол скважины пластовой жидкости с кольматирующим материалом. При этом ее уровень достигает башмака насосно-компрессорных труб 1 и продолжает подниматься к устью. Давление на компрессоре 5 возрастает и при достижении определенной величины движение границы раздела "газ-жидкость" останавливается и начинает двигаться в обратном направлении, что приводит к поступлению жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 1. По достижении границы раздела "газ-жидкость" башмака насосно-компрессорных труб 1 происходит факельный прорыв газа в колонну насосно-компрессорных труб, сопровождающийся падением давления в межтрубном пространстве 4 в газовой среде, и граница раздела начинает снова двигаться к устью, т. е. процесс повторяется. Пульсации давления способствуют весьма эффективному разрушению и выносу кольматирующего материала в ствол скважины, т.к. последний испытывает знакопеременные нагрузки.

Для поддержания пульсирующего режима у башмака насосно-компрессорных труб 1 может быть установлен забойный диспергатор 7, позволяющий в момент факельного прорыва газа в насосно-компрессорные трубы 1 превращать скважинную жидкость в мелкодисперсную газожидкостную смесь.

После прекращения выноса кольматирующего материала на поверхность в желобную емкость 3 через успокоитель потока 8 следует закрыть центральную задвижку 9 и нагнетать газ в межтрубное пространство 4 до срабатывания предохранительного клапана на компрессоре 5. Затем, открыв затрубную задвижку 11 и центральную задвижку 9, разрядить скважину в атмосферу.

По окончании всех операций необходимо промыть скважину с допуском насосно-компрессорных труб 1 до забоя до "чистой воды" с целью удаления из ее ствола кольматирующего материала, выпавшего в осадок в процессе обработки.

В качестве газа для воздействия методом длительных управляемых депрессий на призабойную зону нагнетательных скважин может быть использован воздух. Для работы с добывающим фондом можно использовать выхлопные газы штатной техники или доставленный с компрессорных станций сжатый азот и т.п., т.к. положением РГТИ запрещаются работы по обработке призабойной зоны добывающей скважины с применением воздуха. Выхлопные газы или сжатый азот могут быть собраны в газгольдер 12, откуда и поступают на прием компрессора 5.

Примеры конкретного осуществления
Способ опробован на Арланском месторождении (Вятская площадь) ОАО "Белкамнефть" в Башкирии. Были получены следующие результаты.

1. До обработки методом длительных управляемых депрессий нагнетательная скважина 6562 принимала 133 м³/сут., при устьевом давлении 12 МПа. Перфорированная толщина при этом составляла 0,5 м. После обработки приемистость скважины составила 220 м³/сут., при устьевом давлении 10 МПа. Охват заводнением перфорированной толщины составил 1,9 м.

2. До обработки методом длительных управляемых депрессий нагнетательная скважина 6448 принимала 46 м³/сут., при устьевом давлении 10 МПа. Перфорированная толщина при этом составляла 0,5 м. После обработки приемистость скважины составила 1056 м³/сут., при устьевом давлении 13 МПа. Охват заводнением перфорированной толщины составил 4,6 м.

Проведение работ по предлагаемому нами способу не требует дорогостоящих специальных скважинных устройств и в основном предусматривает использование штатного оборудования находящихся в службах КРС.

Источники информации
1. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, с. 117.

2. Патент РФ 2085720, Е 21 В 43/25, БИ 35, 1997 г.

3. Репин Н.Н. Диссертационная работа на соискание степени доктора технических наук "Основные закономерности движения многокомпонентных смесей и их приложение в фонтанной и газлифтной добыче". - Уфа: 1966 г.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к интенсификации добычи нефти, и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин. Способ осуществляют следующим образом. Возбуждают циркуляцию жидкости в скважине подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство. В поток жидкости подают газ для создания газожидкостной смеси. Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор. Уменьшают забойное давление воздействием этой смеси до прекращения выноса кольматирующего материала из перфорационных каналов. Поэтапно увеличивают в смеси содержание газа. Дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу. Предпочтительно, чтобы жидкостная фаза смеси содержала поверхностно-активные вещества. Создаются длительные управляемые депрессии и повышается эффективность выноса кольматирующего материала. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ обработки призабойных зон нефтяных скважин, включающий возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала с поэтапным увеличением в ней содержания газа. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества.