Способ обработки призабойной зоны скважины Российский патент 2004 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Наибольшее применение найдет на газовых и газоконденсатных месторождениях с кустовым расположением скважин и для обработки призабойной зоны скважины с подземным оборудованием с открытым и закрытым циркуляционным клапаном, а так же на беспакерных скважинах с низкими значениями пластового давления.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (А.С. СССР №1723315), включающий закачку раствора кислот в насосно-компрессорные трубы, доставку раствора кислоты на забой скважины, закачку продавочной жидкости, продавливание кислотного раствора в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины и удаление продуктов реакции из пласта, где закачку раствора кислоты в НКТ осуществляют при закрытом затрубном пространстве, а продавку раствора кислоты на забой осуществляют энергией сжатого газа затрубного пространства путем сообщения затрубного и трубного пространств скважины до стабилизации давления в затрубном и трубном пространствах, после чего одновременно в затрубное и трубное пространства закачивают продавочную жидкость, при этом газ сжимается до давления, равного давлению начала фильтрации жидкости в пласт, и продавливают кислотный раствор в призабойную зону скважины. Однако известный способ имеет целый ряд недостатков:

- отсутствие возможности прямого контроля за процессом продавки реагента в пласт.

Расчетный же метод контроля по поведению двухфазной системы (газ-жидкость) “призабойная зона - устье скважины” дает весьма приближенное представление о ходе технологического процесса.

Например, давление на устье скважины может быть многократно завышено из-за прорыва газовой шапки вверх через продавочную жидкость (техническую воду), что ведет к грубейшей ошибке в расчете забойного давления продавки в сторону его завышения.

Неточность расчетов обусловлена еще и тем, что сжимаемость газов и жидкостей несоизмеримы. Например, (t=const) при давлении Р=1,0 МПа объем 1 м³ природного газа (при Z≈1,0) составит 0,1 м³, при Р=10 МПа - 0,01 м³, при Р=50 МПа - 0,002 м³ и т.д. В то же время объем продавочной жидкости, при этих же условиях меняется весьма незначительно.

Поэтому отсутствие прямого контроля не дает твердой уверенности в том, что реагент продавлен в пласт. В этом случае, вместо положительного эффекта от проводимых работ, можно получить аварийную ситуацию, например, при длительном нахождении кислот или щелочей (агрессивной среды) в стволе скважины выше интервала перфорации может привести к разрушению эксплуатационной колонны и НКТ за счет химических реакций:

- неизбежный контакт продавочной жидкости с реагентом и фильтрация ее в пласт при технологической выдержке скважины на реакцию по времени, большем, нежели необходимое для осаждения продавочной жидкости на забой.

Это обусловлено тем, что скорость осаждения технической воды (продавочной жидкости) в зависимости от глубины скважины и давления (плотности) газа в стволе скважины (при глубинах от 1000 до 3000 м) составляет от 20 минут до 2-3 часов, когда для реакции, например, кислоты с породой, необходимо от 3 до 6-8 часов. Контакт продавочной жидкости с реагентом приводит к изменению его концентрации и состава, что как правило влияет на технологический процесс. Попадание технической воды в пласт отрицательно влияет на его проницаемость, особенно в терригенных песчано-глинистых коллекторах. Это объясняется тем, что контакт технической воды с глинистыми отложениями, как правило, ведет к набуханию последних, а это резко снижает их проницаемость и, соответственно, дебит скважин. Поэтому в данном случае ожидать положительного результата от обработки призабойной зоны скважины (ПЗС) крайне проблематично:

- затруднение при освоении скважин, особенно с низким пластовым давлением, вызванное противодавлением на пласт гидростатического столба продавочной жидкости.

Это обусловлено тем, что даже после прекращения работы наземных агрегатов, то есть при снятии избыточного устьевого давления, на забой скважины оказывает влияние давление гидростатического столба технической воды, не обладающей способностью расширяться и увеличиваться в объеме с уменьшением плотности, при снижении на нее давления.

Поэтому в данном способе, как и в аналогах, в большинстве случаев требуются значительные затраты на освоение скважин, связанные с привлечением наземной техники (компрессора, агрегатов и др.) и людских ресурсов и, соответственно, увеличиваются сроки работ (освоения скважины).

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение проницаемости пласта за счет уменьшения времени нахождения реагента в стволе скважины выше интервала перфорации и предотвращения контакта продавочной жидкости с реагентом и пластом - коллектором, при исключении влияния давления гидростатического столба продавочной жидкости на забой скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающей закачку реагента в насосно-компрессорные трубы при закрытом затрубном пространстве, доставку реагента до забоя энергией сжатого газа затрубного пространства, закачку продавочной жидкости, продавливание реагента в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины и удаление продуктов реакции из пласта, вначале производят очистку призабойной зоны скважины от жидкости (воды, конденсата) и механических примесей, после закрытия скважины на забой опускается прибор - плотностномер для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины с установкой его на уровне верхних отверстий интервала перфорации, после чего закачивается реагент, затем одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор, после чего в трубное и затрубное пространства производят закачку природного газа с поднятием давления на устье скважины до статического, затем прокачивают техническую воду с ПАВ и стабилизатором, снижая давление на устье скважины на 1,0-3,0 МПа, после чего в скважину опять закачивают газ до статического давления и затем порцию воды, процесс повторяют неоднократно вплоть до продавки реагента в пласт.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что на протяжении всего технологического процесса обработки призабойной зоны скважины осуществляется контроль за процессом продавки реагента в пласт при помощи установки прибора - плотностномера на уровне верхних отверстий интервала перфорации, что исключает длительное нахождение реагента (агрессивной среды) в стволе скважины выше интервала перфорации и предотвращает возможное разрушение эксплуатационной колонны и НКТ за счет химических реакций. После доведения реагента до забоя при помощи энергии сжатого газа затрубного пространства после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины, одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор, затем закачивают природный газ до статического давления, затем закачивают техническую воду с ПАВ и стабилизатором, снижая давление на устье скважины на 1,0-3,0 МПа, затем опять газ до статического давления, а затем порцию воды, и так повторяют неоднократно вплоть до продавки реагента в пласт, контролируя процесс по прибору - плотностномеру. В стволе скважины выше высоковязкого буферного раствора образуется система с чередованием газа, воды, ПАВ и стабилизатора, а по истечении времени в стволе скважины за счет барботирования газа через водяные пробки, образуется стабильная эмульсия (пена), имеющая плотность намного ниже плотности технической воды.

Наличие в стволе скважины эмульсии (пены), а не технической воды, имеет большое значение, так как газоводяная (двухфазная система) обладает сжимаемостью и способностью расширяться при снятии избыточного давления извне. Поэтому даже в случае превышения давления эмульсионной системы над пластовым, при открытии задвижек на устье скважины (при снятии избыточного давления) пенная система расширяется, изливается на поверхность и происходит самовозбуждение скважины без посторонней помощи. Помещенный между двумя газовыми слоями высоковязкий буферный раствор, например, на меловой основе, играет роль пробки, многократно увеличивает время осаждения двухфазной пенной системы (эмульсии) газ - техническая вода до 5-10 часов и более, то есть на большее время, чем необходимо для обработки призабойной зоны пласта реагентом, при возможном дохождении продавочного столба двухфазной системы до забоя, он перекрывает поры призабойной зоны пласта и не дает возможности проникновения технической или пенной жидкости в пласт, сохраняя тем самым фильтрационно-емкостные характеристики коллектора.

На чертеже представлена схема осуществления способа:

1 - реагент;

2 - высоковязкий буферный раствор;

3 - газ;

4 - техническая вода с ПАВ и стабилизатором;

5 - прибор - плотностномер;

6 - лубрикатор;

7 - геофизический кабель.

Способ осуществляется в следующей последовательности. Вначале производят очистку призабойной зоны скважины от жидкости (воды, конденсата) и мехпримесей путем ее обработки на факел на максимально-возможных депрессиях на пласт или ее продувкой природным газом от скважины - соседки или инертным (не горючим) газом с использованием компрессора.

Затем закрывают задвижки на фонтанной арматуре (ФА) и скважина оставляется для накопления давления в стволе скважины до статического, а в случае плохого притока газа из пласта или низких значений его давления, скважину “подкачивают” природным газом из скважины - соседки или инертным (не горючим) газом с применением компрессора до максимально-возможного давления, не превышающего давление опрессовки ФА. После этого, через сальниковое устройство - лубрикатор, установленное на устье скважины, на геофизическом кабеле на забой опускают прибор - плотностномер, для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины. При этом прибор устанавливают напротив верхних дыр интервала перфорации и фиксируют его показания. Затем по НКТ, при помощи наземного насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента (кислота, щелочь, комплексон и пр.), необходимый для обработки призабойной зоны скважины, и доводят его до забоя энергией сжатого газа затрубного пространства, о чем судят по равенству устьевого давления в трубном и затрубном пространствах и по показаниям прибора - плотностномера. После этого одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор, с условной вязкостью по СВП-5 от 1000 до 2500 сек в объеме не менее из расчета перекрытия интервала перфорации на 10-20 м по высоте.

Вслед за буферным высоковязким раствором в трубное и затрубное пространства производят закачку природного газа из скважины - соседки или же закачивают инертный (не горючий) газ компрессором и поднимают давление на устье скважины до максимально-возможного (статического). Затем прокачивают техническую воду с ПАВ и стабилизатором пены, снижая давление на устье на 1,0-3,0 МПа, после чего в скважину опять закачивают газ до статического давления и затем порцию воды, и так повторяют неоднократно вплоть до продавки реагента в пласт.

При снижении давления менее 1,0 МПа увеличивается количество пачек газа и жидкости, повторений процесса закачки продавочной жидкости с ПАВ и стабилизатором и газа, что увеличивает время технологического процесса.

При снижении давления более 3,0 МПа плотность образующейся пенной системы увеличивается, что увеличивает противодавление на пласт и осложняет освоение скважины (приток газа или нефти).

В результате этого в стволе скважины выше высоковязкого буферного раствора образуется система с чередованием газа, воды, ПАВ и стабилизатора. При этом, по истечении некоторого времени, в стволе скважины, за счет барботирования газа через водяные пробки, образуется стабильная эмульсия (пена), имеющая плотность намного ниже плотности технической воды, что снижает ее давление на пласт и позволяет после проведения технологической обработки призабойной зоны пласта легко освоить скважину. В этом случае скважины в основном осваиваются за счет пластовой энергии или же путем подачи природного газа от скважины - соседки или же с минимальным использованием во времени компрессора. Плотность получаемой эмульсии (пены) по необходимости регулируется путем изменения соотношения закачиваемого газа, воды, ПАВ и стабилизатора. Как правило, плотность эмульсии (пены) рассчитывается из условия, чтобы давление гидростатического столба не превышало пластового давления. Наличие в стволе скважины эмульсии (пены), а не технической воды, как в прототипе, имеет важное преимущество, так как газоводяная (двухфазная система) обладает сжимаемостью и способностью расширяться при снятии избыточного давления извне. Поэтому, даже в случае превышения давления столба эмульсии над пластовым, при открытии задвижек на устье скважины (при снятии избыточного давления) пенная система расширяется, изливается на поверхность и происходит самовозбуждение скважины, то есть скважина начинает работать без посторонней помощи.

Высоковязкий буферный раствор, помещенный между двумя газовыми слоями, выполняет следующие функции:

- играет роль пробки;

- многократно увеличивает время осаждения двухфазной пенной системы (эмульсии) газ - техническая вода до 5 - 10 часов и более, то есть на большее время, чем необходимо для обработки призабойной зоны скважины (ПЗС) реагентом;

- при возможном дохождении продавочного столба двухфазной системы до забоя, он перекрывает поры ПЗС и не дает возможности проникновения технической или иной воды в пласт, сохраняя тем самым фильтрационно-емкостные характеристики коллектора.

Наличие геофизического прибора - плотностномера на забое скважины (в интервале перфорации) позволяет вести прямой контроль за продавкой реагента в пласт и в целом за всем технологическим циклом. Он позволяет точно определить время окончания продавки реагента в пласт, прохождения газовой шапки и подхода высоковязкого раствора к забою, фиксируя изменение плотности скважинного флюида непрерывно во времени, с выдачей информации на поверхность, на дисплей оператора геофизической станции.

Плотностномер позволяет вовремя остановить процесс продавки или же наоборот будет указывать на необходимость ее продолжения. Это позволяет избежать аварийных ситуаций, возможных при использовании прототипа, когда из-за отсутствия информации о ходе работы реагента (кислота, щелочь, комплексон и др.) может остаться в НКТ и эксплуатационной колонне выше интервала перфорации и разрушить их вследствие химической агрессивности последнего.

Пример. Скважина эксплуатационная газовая. Интервал перфорации: 2462 -2450 м. Искусственный забой - 2481 м. Эксплуатационная колонна - 168 мм. НКТ - 89 мм спущены на глубину 2445 м. Объем одного метра погонного внутренней части колонны, с учетом стенок НКТ равен 15,51 л/м.

Продуктивный горизонт представлен переслаиванием терригенных песчано-глинистых отложений с карбонатным цементом. Пластовое давление 19,15 МПа, устьевое 16,65 МПа. Рабочий дебит при давлении на головке 10,1 МПа составлял 47,0 тыс. м³/сут., при устьевой температуре 12,5°С.

Устьевое статическое давление на скважине - соседке, расположенной в 50 м от устья рассматриваемой эксплуатационной скважины, равно 17,30 МПа, рабочий дебит - 740 тыс. м³/сут., устьевая температура - 41°С.

С целью увеличения дебита и вывода эксплуатационной скважины из “гидратного режима” было решено обработать ПЗС 12% соляной кислотой из расчета 0,7 м³ на погонный метр вскрытой мощности, продавив при этом в пласт 8,4 м³ кислоты.

Промысловый опыт проведения подобных работ на данном месторождении указывает, что репрессия на пласт для успешной продавки реагента в аналогичные низкопроницаемые пласты колеблется в пределах от 5,0 до 7,0 МПа.

Перед началом работ скважину в течение 1,5 часов продували на факел на максимальной депрессии 12,0 МПа, при дебите газа 65,0 тыс. м³/сут. Затем закрыли задвижки на фонтанной арматуре (ФА) для набора статического давления, смонтировали на буфере ФА сальниковое устройство - лубрикатор и при помощи спецавтолебедки на геофизическом кабеле на забой скважины опустили прибор - плотностномер, установив его на глубине 2449 м, то есть на 1 метр выше верхних отверстий перфорации. После набора статического давления газа на устье (Р_ст=16,65 МПа) прибором - плотностномером зафиксировали плотность газовой среды на забое, которая составляла 134,05 кг/м³.

Затем кислотным агрегатом АзИНМаш-30 в НКТ (трубное пространство) закачали 8,4 м³ соляной кислоты удельного веса 1,06 г/см³, открыли задвижки, сообщающие между собой трубное и затрубное пространства, и довели кислотный реагент до забоя за счет энергии газа затрубного пространства. Спуск реагента на забой фиксировался по выравниванию устьевого давления, измеряемого образцовыми манометрами в трубном и затрубном пространствах, которое через 30 минут стабилизировалось и снизилось до 10,91 МПа, и по показаниям прибора плотности среды на забое, которая составила 1035 кг/м³ (газированный кислотный реагент).

Выдержали скважину в таком состоянии в течение 30 минут, фиксируя устьевое давление, которое за это время существенно не изменилось. Это указывает на то, что кислотный реагент в пласт не фильтруется, в противном случае устьевое давление должно было вырасти до статического уровня.

После этого в трубное и затрубное пространства подали газ из скважины-соседки, чем подняли устьевое давление до 17,30 МПа. Прекратили подачу газа, закрыли задвижки на ФА и выдержали скважину в таком состоянии в течение 15 минут. Устьевое давление и показания прибора на забое не изменились.

Насосным агрегатом ЦА-320 через штуцера расчетного диаметра, в трубное и затрубное пространства закачали 1,0 м³ заранее приготовленного высоковязкого раствора на меловой основе с условной вязкостью по СПВ-5-1200 сек, плотностью 1,25 г/см³ и поддавили газом со скважины-соседки до ее статического давления (17,3 МПа).

Затем под давлением в трубное и затрубное пространства одновременно закачали 3,0 м³ технической воды с ПАВ и стабилизатором плотностью 1,03 г/см³. В качестве ПАВ использовали сульфанол, а в качестве стабилизатора КМЦ-700, при их содержании в технической воде 2,0 и 0,15% массовых соответственно. Давление на устье скважины при этом снизилось на 2,0 МПа. Используя энергию газа скважины-соседки вновь подняли давление до ее статики (17,3 МПа). Показания прибора на забое не изменились. После этого закачали еще две пачки технической воды с ПАВ и стабилизатором, в объеме 3,0 м³ каждая, разделив их газом из скважины-соседки.

Затем опять поддавили газом до 17,3 МПа и закрыли задвижки на ФА. Через минуту давление на устье стало снижаться и через десять минут снизилось на 5,8 МПа, что соответствовало давлению гидростатического столба соляно-кислотного реагента на забое скважины. По показаниям прибора плотность среды на забое резко снизилась до величины, близкой к первоначальной, то есть с 1035 до 147 кг/м³. Все это указало на то, что соляно-кислотный реагент был продавлен в пласт.

Затем вновь в трубное и затрубное пространства подали газ из скважины-соседки и подняли давление до 15,0 МПа, закрыли задвижки на ФА и оставили скважину на 3 часа на реакцию. В течение 3 часов плотность среды на забое скважины снизилась до первоначальной величины сжатого газа, то есть до 134 кг/м³, а давление на устье упало до 10,1 МПа.

После окончания реакции реагента с призабойной зоной скважины (ПЗС) скважину освоили путем открытия задвижек на трубном пространстве без дополнительного использования энергии газа скважины-соседки. То есть, скважина самоосвоилась за счет энергии пенной системы, образовавшейся в скважине при барботаже газа через водные пачки, содержащие ПАВ и стабилизатор, и за счет собственной пластовой энергии, так как суммарное противодавление столба газированной пенной системы в скважине не превысило 7,0 МПа, хотя репрессия на пласт, при продавки кислотного реагента, достигала 4,95 - 10,69 МПа.

После 3 часовой продувки на факел (для очистки от продуктов реакции технических жидкостей) скважину переключили в газопровод. Рабочий дебит скважины составил 265 тыс. м³/сут. при давлении на устье 11,5 МПа и температуре 32°С.

Применение предлагаемого способа позволило увеличить дебит более, чем в 5,6 раза и вывести скважину на стабильный тепловой безгидратный режим работы.

Использование буферного высоковязкого раствора позволило удержать продавочную пенную систему на весу в стволе скважины в течение всего технологического цикла и предотвратить контакт технической воды с кислотным реагентом и ПЗС, что привело к улучшению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора.

Использование предлагаемого способа дает существенные преимущества по сравнению с известными способами, а именно:

появляется возможность прямого контроля за продавкой реагента в пласт и в целом за технологическим процессом работ, что исключает возможность аварийных ситуаций, связанных с оставлением реагента в стволе скважины, выше интервала перфорации;

исключает контакт продавочной жидкости с реагентом и породой, что сохраняет и улучшает фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС) призабойной зоны скважины (ПЗС);

облегчается процесс освоения скважины, что сокращает время и затраты на проведение работ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Наибольшее применение найдет на газовых и газоконденсатных месторождениях с кустовым расположением скважин и для обработки призабойной зоны скважины с подземным оборудованием с открытым и закрытым циркуляционным клапаном, а так же на беспакерных скважинах с низкими значениями пластового давления. Обеспечивает повышение проницаемости пласта за счет уменьшения времени нахождения реагента в стволе скважины выше интервала перфорации и предотвращения контакта продавочной жидкости с реагентом и пластом - коллектором, при исключении влияния давления гидростатического столба продавочной жидкости на забой скважины. Сущность изобретения: способ включает закачку реагента в насосно-компрессорные трубы при закрытом затрубном пространстве, доставку реагента до забоя энергией сжатого газа затрубного пространства, закачку продавочной жидкости, продавливание реагента в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины и удаление продуктов реакции из пласта. Вначале производят очистку призабойной зоны скважины от жидкости, воды, конденсата и механических примесей. После закрытия скважины на забой опускают прибор - плотностномер для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины с установкой его на уровне верхних отверстий интервала перфорации. После этого закачивают реагент. Затем одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор. После этого в трубное и затрубное пространства производят закачку природного газа с поднятием давления на устье скважины до статического. Затем прокачивают техническую воду с ПАВ и стабилизатором. Снижают давление на устье скважины на 1,0-3,0 МПа. После этого в скважину опять закачивают газ до статического давления и затем порцию воды. Процесс повторяют неоднократно вплоть до продавки реагента в пласт. 1 ил.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку реагента в насосно-компрессорные трубы - НКТ при закрытом затрубном пространстве, доставку реагента до забоя энергией сжатого газа затрубного пространства, закачку продавочной жидкости, продавливание реагента в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах скважины и удаление продуктов реакции из пласта, отличающийся тем, что вначале производят очистку призабойной зоны скважины от жидкости - воды, конденсата, и мехпримесей, после закрытия скважины на забой опускают прибор - плотностномер для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины, с установкой его на уровне верхних отверстий интервала перфорации, после чего закачивают реагент, затем одновременно в НКТ и затрубное пространство закачивают высоковязкий буферный раствор, после чего в трубное и затрубное пространства производят закачку природного газа с поднятием давления на устье скважины до статического, затем прокачивают техническую воду с поверхностно-активным веществом - ПАВ и стабилизатором, снижая давление на устье скважины на 1,0-3,0 МПа, после чего в скважину опять закачивают газ до статического давления и затем порцию воды, с ПАВ и стабилизатором, процесс повторяют неоднократно вплоть до продавки реагента в пласт.