Способ вскрытия эксплуатационной колонны и продуктивного пласта в эксплуатационной и разведочной скважинах Российский патент 2004 года по МПК E21B43/114 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, преимущественно к технологии вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах, интенсификации дебита, а именно к технологии гидроабразивной щелевой перфорации в скважинах с открытым забоем и обсаженных эксплуатационными колоннами, а также для расширения забоев в необсаженных скважинах.

Наибольшее применение найдет на месторождениях с АВПД, в глубоких и сверхглубоких скважинах, при вскрытии продуктивных пластов, перекрытых 2 — 3 колоннами, температура которых более 70°С.

Известны способы вскрытия пласта (Усачев П.Н. и др. Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта. - М.: ВНИИ, 1967; Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1976; Амиров А.Д., Овтанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975 и др.), основанные на использовании кинетической энергии и абразивности струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной в стенку скважины. За короткое время (10 — 30 мин) струя жидкости с песком образует отверстие в обсадной колонне, щель в цементном камне и канал в породе пласта, без других нарушений целостности обсадных труб и цементного камня за колонной. В этих способах вскрытия пласта в качестве абразивного материала используется кварцевый песок, состоящий из 95 — 99% окиси кремния (SiC₂) с размерами зерен 0,2—2,0 мм. Кварц обладает высокой твердостью, равной 7 по шкале МООСА, и относительно небольшой плотностью 2,65 г/см³.

В качестве жидкости-песконосителя в вышеуказанных способах используются дегазированная нефть, вода и облегченные буровые растворы с пониженной вязкостью и плотностью не более 1,10 г/см³.

Недостатками известных способов являются: относительно малая глубина вскрытия породы пласта гидроабразивной смесью из-за достаточно высоких гидравлических сопротивлений жидкостей при выходе песка из насадок; отсутствие положительного эффекта при использовании в качестве жидкости-песконосителя буровых и утяжеленных буровых растворов (γ=1,1—1,5 г/см³ и более), обязательных при вскрытии пласта, в скважинах с АВПД и при наличии в пластовом флюиде в больших количествах агрессивных компонентов H₂S и СО₂.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидропескоструйной перфорации, основанный на использовании абразивного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла) (Амиров А.Д., Овтанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975 г., стр. 43-45).

Однако данный способ имеет целый ряд недостатков. Для вскрытия эксплуатационной колонны (твердость 5—6 ед.) и цементного камня (твердость 3—5 ед.) необходимо доступное абразивное вещество, обладающее твердостью более 6 ед., им является кварцевый песок с твердостью 7 ед. Однако кварц имеет относительно небольшую плотность (2,65 г/см³) и соответственно обладает недостаточной кинетической энергией для эффективного разрушения пласта породы на некотором удалении от насадок. Кроме того, имеет место относительно малая глубина вскрытия породы пласта из-за достаточно высоких гидравлических сопротивлений жидкостей при выходе песка из насадок, достигающая в слабосцементированных коллекторах до 1 м, а в плотных породах - не более 0,32 м. Это отрицательно сказывается на производительности скважины, так как зоны фильтрации и кольматации, образующиеся во время бурения, спуско-подъемных операций и цементажа эксплуатационной колонны при больших репрессиях на пласт, достигающих нескольких сот атмосфер, имеют большую глубину проникновения в пласт. В этом случае отсутствует надежное сообщение между скважиной и пластом, что является причиной снижения дебита газа и нефти. Отсутствует возможность использования в качестве жидкости-песконосителя специальных буровых и специальных утяжеленных буровых растворов из-за получения в основном отрицательных результатов. Это обусловлено тем, что буровые растворы по сравнению с другими песконосителями (газоконденсат, нефть, вода и т.д.) имеют повышенную вязкость и плотность. В этом случае кинетической энергии кварцевых частиц, обладающих сравнительно небольшой плотностью (2,65 г/см³), просто не хватает для перфорации одновременно колонны, цементного камня и породы пласта, так как большая ее часть уходит на преодоление трения и высокого гидравлического сопротивления в вязком и плотном растворе. Отсюда слабые притоки газа и нефти, вплоть до их полного отсутствия.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение кинетической энергии частиц абразивных веществ во время гидроперфорации породы пласта при снижении гидравлического сопротивления гидроабразивной среды.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе вскрытия продуктивного пласта в эксплуатационной и разведочной скважинах, включающем гидроабразивную перфорацию эксплуатационной колонны, цементного камня и породы пласта, промывку скважины технологической жидкостью после осуществления всей технологической операции с гидроабразивной перфорацией эксплуатационной колонны и цементного камня на кварцевой основе, после гидроабразивной перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня, осуществляют промывку локальных щелей жидкостью без абразива, затем подают в жидкость абразив плотностью 4-7,8 г/см³ и твердостью 5-9 ед. по шкале МООСА вместе с реагентом-газообразователем. В качестве абразива с таким сочетанием твердости и плотности используют магнетит, или гематит, или корунд, или чугунную крошку, в качестве реагента-газообразователя - азотистокислый аммоний (нитрит аммония).

Сущность заявляемого технического решения заключается в том, что технологическая операция по гидроабразивной перфорации эксплуатационной колонны, цементного камня и породы пласта проводится в два этапа, на первом этапе проводится гидроабразивная перфорация эксплуатационной колонны и цементного камня с использованием абразива на кварцевой основе с твердостью 7 ед. по шкале МООСА, превышающей твердость эксплуатационной колонны (5—6 ед.) и цементного камня (3—5 ед.), на втором этапе осуществляют гидроабразивную перфорацию породы пласта, которая в большинстве случаев представлена песчано-глинистыми либо известковыми коллекторами, твердость которых не превышает 4 ед., при этом используют абразивы с твердостью более 4 ед., но плотность таких веществ должна быть выше плотности абразива на кварцевой основе, чтобы увеличить кинетическую энергию частиц этих веществ на выходе из сопла. Это особенно важно для вскрытия породы пласта в скважинах с АВПД и при наличии в пластовом флюиде в больших количествах агрессивных компонентов H₂S и СО₂. Такое сочетание имеет место при использовании в качестве абразивных веществ, например, магнетита (твердость 5,5—6,0 ед. по шкале МООСА, плотность 5,0—5,2 г/см³), или гематита (твердость 5,5—6,0 ед., плотность 5,2 г/см³) или корунда, (А1₂O₃) (твердость 9 ед., плотность 4,0 г/см³), или чугунной крошки (твердость 5,0—6,0 ед., плотность 7,6—7,8 г/см³). Использование в качестве абразива веществ с другим сочетанием твердости и плотности либо не приведет к эффективному разрушению породы пласта, либо будет экономически нецелесообразным.

На втором этапе технологической операции в жидкость совместно с абразивом подают реагент-газообразователь, например порошкообразный хорошо растворимый в воде азотистокислый аммоний (нитрит аммония) NH₄NO₂, который с повышением температуры разлагается на экологически чистые неагрессивные компоненты — на азот и воду

При этом из 1 кг нитрита аммония получается 350 л азота и 0,563 л воды.

Использование реагента-газообразователя позволяет снизить (уменьшить) гидравлическое сопротивление жидкостей-абразивоносителей абразиву при выходе его из насадки и увеличить силу его динамического удара о породу пласта. Это обусловлено тем, что при насыщении жидкости газом (газами) уменьшается ее плотность и, соответственно, прямо пропорционально снижается гидравлическое сопротивление. Так, например, при снижении плотности жидкости с 1,0 до 0,90 г/см³ гидравлическое сопротивление уменьшится на 10,0%, а до 0,70 г/см³ - на 30% и т.д. Скорость истечения гидроабразивной смеси из насадок (при перепаде ΔР=250 кг/см²) увеличится в первом случае на 11,98 м/сек или на 5,41%, а во втором на 43,24 м/сек или на 19,5%. Сила динамического удара с учетом снижения сопротивления среды и увеличения скорости абразива по породе возрастет в 1,5—2,0 раза, увеличивая при этом глубину вскрытия пласта. Наличие газа в жидкости способствует возникновению кавитации в высокоскоростной струе жидкости на выходе из насадок и при контакте ее с породой, что, в свою очередь, резко повышает эффективность и сокращает время ее вскрытия.

Помимо прочего, снижение плотности рабочей жидкости уменьшает ее негативное влияние на проницаемость призабойной зоны пласта. То есть при снижении плотности уменьшается репрессия на пласт, а при высоких значениях пластового давления вскрытие пласта происходит при депрессии, что повышает эффективность проводимых работ, обеспечивая при этом максимальные притоки пластового флюида.

Способ осуществляется следующим образом.

Собранный и спрессованный гидроабразивный перфоратор наворачивают на НКТ и спускают с контрольным замером и шаблонировкой на заданную глубину. Устанавливают планшайбу и, восстановив циркуляцию, промывают скважину технологической жидкостью (водой, нефтью, конденсатом) объемом, равным объему скважины. Проводят комплекс геофизических исследований скважины (ТИС) НГК и локатор муфт с целью привязки перфоратора к интервалу перфорации. По данным ГИС производят точную установку перфоратора к интервалу перфорации. Проводят повторную промывку скважины в том же объеме. Демонтируют ПВО (противовыбросное оборудование), если оно установлено, и устанавливают фонтанную арматуру. Обвязывают ее с узлом задавки и спрессовывают на заданное давление. Затем производят обвязку устья скважины со специальной техникой согласно схемы расположения оборудования. Опрессовывают выкидные линии промывочных агрегатов, блока манифольда (БМ-1-700), узла задавки и фонтанную арматуру на заданное давление. Восстанавливают циркуляцию по НКТ, прокачав 4 м³ жидкости при открытом затрубном пространстве. Затем помещают рабочий шар в НКТ при закрытой планшайбе и поднимают давление до 60-80 атм. Открывают планшайбу и продавливают рабочий шар одним агрегатом до посадки его в седло клапана промывочной жидкостью до повышения давления на 80 атм при открытом затрубном пространстве.

Исходя из геолого-технических особенностей скважин и конструкции перфоратора задаются тип и давление прокачки гидроабразивной жидкости через насадки (сопла). Скорость выходящей струи абразивной жидкости из насадки обычно равна 200—220 м/сек при перепаде в насадках 20—25 МПа и концентрации абразивного вещества 50—100 г/м. Поочередно подключают промывочные агрегаты с целью поднятия давления в НКТ до 350 атм и промывают скважину в течение 15 минут для проверки герметичности НКТ и перфоратора на заданном режиме. Снижают давление прокачки до 260—270 атм и приступают к подаче кварцевого песка через сито в приемную емкость. Доводят песчано-жидкостную пульпу до насадок (о чем судят по росту давления на агрегатах). Поднимают давление до 290—300 атм и производят вскрытие эксплуатационной колонны и цементного кольца в течение 20 минут. Затем, для образования в колонне и цементном кольце локальных щелей, плавно поднимают давление до 310—320 атм и производят резку еще в течение 15 минут. После этого, для очистки локальных щелей, прекращают подачу кварцевого песка и прокачивают жидкость без абразива в течение 15—20 минут при стабильном давлении 320—340 атм. Плавно снижают давление на агрегатах до 260—270 атм и приступают к подаче в жидкость нового абразива с повышенной плотностью (чугунную крошку, магнетит или гематит), доведя концентрацию до 130—150 г/л, совместно с реагентом-газообразователем из расчета его расхода 50—150 кг/м³. При подходе жидкостно-абразивной смеси до насадок поднимают давление до 290—300 атм и производят вскрытие породы пласта в течение 15 минут. Затем, подняв давление до 310 — 320 атм еще в течение 15 минут углубляют и расширяют образовавшиеся каналы в породе пласта. После этого, для очистки каналов, поднимают давление на агрегатах до 330—340 атм и в течение 15 минут производят промывку без подачи в жидкость абразива. Потом снижают давление на агрегатах до 250 атм и производят промывку скважины до полного выноса абразива в амбар. После промывки скважины останавливают прокачку и закрывают трубное и затрубное пространство. Производят переключение агрегатов на затрубное пространство и открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве. Обратной промывкой вымывают рабочий шар из перфоратора и НКТ и извлекают его из фонтанной арматуры. Затем скважину осваивают известными способами.

Пример. Скважина имеет глубину 2560 м, эксплуатационную колонну Д_к=150 мм, 76-мм подъемные трубы (НКТ) с гидроабразивным перфоратором спущены на глубину 2500 м. Объем межтрубного пространства 28,73 м³, объем внутренней полости подъемных труб 11,34 м³. Пластовое давление 24,0 МПа. Температура в стволе скважины изменяется от 17°С на устье до 95°С на забое. В качестве жидкости абразивоносителя используется техническая вода плотностью 1,0 г/см³.

По известной технологии, с использованием кварцевого песка, вскрывают эксплуатационную колонну и цементное кольцо. Проводят промывку вскрытых полостей от песка. Затем в жидкость подают в качестве абразива мелкоизмельченную (до 1,5 мм) чугунную крошку (твердостью 5—6 ед., плотностью 7,6—7,8 г/см³), а в качестве реагента-газообразователя - порошкообразный нитрит аммония (NH₄N₂) из расчета, например, 100 кг на 1 м³ жидкости и по известной технологии производят вскрытие пласта-коллектора.

По мере перемещения нитрита аммония вниз температура жидкости, за счет теплообмена, повышается до 80°С и более. При этом нитрит аммония разлагается с образованием азота и воды. Газовый фактор жидкости-абразивоносителя начинает расти и при окончании работ достигает до 35 м³/м³ и выше (в зависимости от температуры нагрева). Плотность рабочей среды в забойных условиях снижается с 1,0 до 0,805 г/см³. Скорость истечения гидроабразивной смеси увеличивается с 221,5 до 246,8 м/сек, то есть на 11,4%. Гидравлическое сопротивление среды снижается до 20%, а сила динамического удара абразива о породу возрастает более чем в 1,4 раза, увеличивая при этом глубину вскрытия пласта-коллектора. При этом возникает кавитация в высокоскоростной струе жидкости на выходе из насадок и при контакте ее с породой, что, в свою очередь, резко повышает эффективность ее разрушения.

К моменту окончания технологической операции средняя плотность жидкости по стволу скважины снижается до 0,781 г/см³, что соответствует уменьшению противодавления жидкости на пласт в 5,5 МПа (или снижению уровня жидкости на 548 м). Потребное количество нитрата аммония на всю операцию составит около 4 тонн.

После окончания технологического процесса вскрытия пласта открывают трубное пространство в атмосферу и производят вызов притока флюида из пласта, продувку и очистку ствола скважины за счет энергии пластового давления.

Данный способ имеет преимущества перед известными. Он обеспечивает более эффективное разрушение породы пласта, в несколько раз увеличивает глубину его вскрытия и в зависимости от характеристики породы она может достигать 2,5—3 м. Это позволяет пройти зоны кольматации и фильтрации, получить надежное сообщение между скважиной и пластом породы и тем самым резко повысить приток газа и нефти.

Появляется возможность использования метода гидроабразивной перфорации на скважинах с АВПД и содержащих в продукции агрессивные компоненты H₂S и СО_2, где в качестве носителя абразивного вещества являются специальные буровые растворы.

При определенных величинах пластового давления позволяет вызвать приток пластового флюида без дополнительных затрат на освоение скважины. Повышает эффективность и ускоряет процесс вскрытия пласта из-за возникновения кавитации в высокоскоростной струе на выходе из насадок и при контакте ее с породой.

Снижает негативное влияние рабочей жидкости на коллекторные свойства призабойной зоны пласта.

Ориентировочно годовой экономический эффект по сравнению с существующими способами вскрытия и с учетом повышения производительности на 30% на одно скважинно-вскрытие для средней скважины с дебитом газа 500 тыс. м/сут и содержанием конденсата 200 г/м составит 18500 тыс. рублей.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, преимущественно к технологии вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах, интенсификации дебита, а именно к технологии гидроабразивной щелевой перфорации в скважинах с открытым забоем и обсаженных эксплуатационными колоннами, а также для расширения забоев в необсаженных скважинах. Обеспечивает повышение кинетической энергии частиц абразивных веществ во время гидроперфорации породы пласта при снижении гидравлического сопротивления гидроабразивной среды. Сущность изобретения: способ включает гидроабразивную перфорацию эксплуатационной колонны, цементного камня и породы пласта, промывку скважины технологической жидкостью после осуществления всей технологической операции с гидроабразивной перфорацией эксплуатационной колонны и цементного камня на кварцевой основе. После гидроабразивной перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня осуществляют промывку локальных щелей жидкостью без абразива. Затем подают в жидкость абразив плотностью 4-7,8 г/см³ и твердостью 5-9 ед. по шкале МООСА совместно с порошком реагента - газообразователя в виде азотистокислого аммония. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ вскрытия эксплуатационной колонны и продуктивного пласта в эксплуатационной и разведочной скважинах, включающий гидроабразивную перфорацию эксплуатационной колонны, цементного камня и породы пласта, промывку скважины технологической жидкостью после осуществления всей технологической операции, с гидроабразивной перфорацией эксплуатационной колонны и цементного камня на кварцевой основе, отличающийся тем, что после гидроабразивной перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня осуществляют промывку локальных щелей жидкостью без абразива, затем подают в жидкость абразив плотностью от 4 до 7,8 г/см³ и твердостью от 5 до 9 ед. по шкале МООСА совместно с порошком реагента-газообразователя в виде азотистокислого аммония.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве абразива для гидроперфорации продуктивного пласта используют магнетит, или гематит, или корунд, или чугунную крошку.