СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/02 E03B3/15 

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к способам обеспечения оптимального режима фильтрации в добывающих скважинах, характеризующихся выносом песка в продукции.

Разрушение продуктивного пласта (коллектора) и вынос песка представляет собой одну из старейших проблем нефтедобывающей промышленности.

Причинами разрушения продуктивного пласта являются напряжения в породе, возникающие при фильтрации продукции.

Негативное влияние на прочность пород в призабойной зоне оказывает механическое воздействие на пласт при бурении и заканчивании скважины.

Ослабление пород продуктивного пласта может происходить за счет разрушения цементирующего материала пород продуктивного пласта, связанного с обводнением скважины. Вода, в особенности пресная, закачиваемая в пласт при заводнении в больших объемах, способна растворять цемент породы. Следствием этого является дезинтеграция зерен рыхлых пород и их вынос вместе с продукцией в скважину. Вынос же песка нарушает нормальный режим эксплуатации скважины и ее оборудования.

Известен способ эксплуатации скважины, включающий извлечение продукции из скважины, контроль содержания в продукции песка и регулирование дебита скважины путем установления допустимой депрессии на продуктивный пласт (см., например, Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти, М., Недра, 1971, стр.131-134).

С уменьшением дебита скважины (скорости фильтрации) напряжения в породе продуктивного пласта снижаются. Поэтому существует принципиальная возможность избежания разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и выноса песка поддержанием дебита на уровне, меньшем предельно допустимого. Однако в условиях рыхлых слабосцементированных коллекторов эксплуатация скважины должна быть осуществлена при настолько низком дебите, что содержание такой скважины становится экономически невыгодным. Поэтому такие меры по известному способу применяют достаточно редко, предпочитая меры по борьбе с выносом песка.

Отсюда, недостатком известного способа является его малая эффективность, характеризующаяся заведомо заниженными показателям эксплуатации скважины, недобору ее продукции. К тому же известный способ требует значительных затрат на попутные и необходимые мероприятия по упрочнению пород призабойной зоны продуктивного пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет его упрощения при снижении затрат времени средств и сохранении эксплуатационных показателей при безопасной эксплуатации скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ восстановления фильтрации скважины включает извлечение продукции из бесфильтровой скважины через зону перфорации, контроль содержания в продукции песка при падающем дебите и при появлении в продукции частиц песка угловатой формы при намеренном восстановлении дебита за счет увеличения депрессии в скважине, осуществление повторной перфорации скважины в интервалах, не содержащих глинистых пропластков, при этом повторную перфорацию осуществляют с плотностью не менее 70% от первоначальной перфорации, с поперечным сечением каналов, в 1,1-5 раз превышающем сечение каналов первоначальной перфорации и с длиной каналов, превышающей не менее чем на 15% протяженность зоны напряжения в зоне активной фильтрации породы продуктивного пласта при максимальных перепадах давления.

Кроме того:

осуществляют мероприятия в скважине по стабилизации глины в глинистых пропластках в случае их вскрытия при первоначальной перфорации;

перед повторной перфорацией осуществляют обработку продуктивного пласта жидкостями на углеводородной основе или жидкостями, содержащими минерализованную воду, состав которой сходен с добываемой из продуктивного пласта минерализованной водой;

повторную перфорацию осуществляют в среде, включающей жидкость на углеводородной основе;

повторную перфорацию осуществляют в щадящем - невзрывном режиме воздействия на обсадную колонну и породу продуктивного пласта.

Сущность изобретения заключается в том, что в процессе эксплуатации скважины происходит кольматация ее прискважинной зоны в области перфорации. Эта кольматация уже сама по себе вредно сказывается на выносе песка, поскольку из-за скин-эффекта скважину приходится эксплуатировать с большим перепадом давления, чем при незакольматированной прискважинной зоне. Увеличение градиентов давления приводит к необходимому увеличению скорости фильтрации (необходимому дебиту скважины). Однако такой режим работы скважины приводит к росту напряжений в породе продуктивного пласта и, в конечном итоге, к ее интенсивному разрушению и повышенному выносу песка. Свидетельством начала разрушения породы продуктивного пласта является осколочный характер выносимых частиц (песка), их угловатость (неокатанность) вследствие быстрого выноса в скважину при недостаточно длительном гидродинамическом воздействии. В соответствии с изобретением эту фазу состояния скважины используют в качестве контроля и начала мероприятий по реализации изобретения. Длительная эксплуатация скважины при таком режиме недопустима.

Наличие воды, а также продуктов ее взаимодействия с глинизированной породой дополнительно усугубляют ситуацию. Создаются условия частичной или полной закупорки зоны перфорации частицами песка и разбухшими частицами глины. В результате наблюдают либо неравномерный поток продукции скважины через фильтр, либо его прекращение. Последнее чревато остановкой скважины на неопределенный срок и необходимостью последующего ее длительного освоения с возможностью необратимых потерь исходных фильтационных характеристик скважины.

В соответствии с изобретением до начала необратимых процессов тотального разрушения породы продуктивного пласта в прискважинной зоне используют начальную фазу разрушения этих пород (зону трещиноватости) для увеличения поверхности фильтрации в ближней зоне. Такую зону фильтрации создают как бы естественным путем. Эта зона является подверженной оживляющим гидродинамическим нагрузкам как со стороны продуктивного пласта (при депрессиях), так и стороны скважины (при репрессиях). Однако эта зона может быть активной только в случае специальной подготовки следующей за ней удаленной зоны. Изобретение предусматривает скорейшую активацию удаленный зоны, примыкающей к ближней зоне, путем создания дополнительных каналов фильтрации увеличенного сечения и протяженности по сравнению с первоначальной перфорацией для промывки ближней зоны и выхода в ненарушенный целик продуктивного пласта за пределы зоны напряжения породы от максимальных перепадов давления. Взаимодействие ближней и дальней зоны образованного таким образом единого естественного породного фильтра обеспечивают при вышеупомянутых соотношениях сечений и протяженности каналов первоначальной и повторной перфорации, полученных опытным путем.

При такой системе подготовки скважины возникают условия скорейшего отклика продуктивного пласта на любые мероприятия по активизации притока в скважину продукции с необходимым дебитом. Влияние скин-эффекта при этом сводят до минимума.

Наиболее оптимальные условия создания такой зоны фильтрации обеспечивают с применением щадящей перфорации, например механической или гидравлической, когда сама перфорация не добавляет собственных ощутимых напряжений в ненарушенный массив горной породы продуктивного пласта.

С отработкой такого фильтра существует возможность расширить зону влияния дальнейшим углублением в массив повторением операций.

Способ осуществляют следующим образом.

В соответствии с изобретением осуществляют извлечение продукции (например, нефти) из бесфильтровой скважины через зону перфорации. При этом в случае падения дебита продукции скважины выявляют причины падения дебита. Осуществляют в качестве обязательного мероприятия контроль содержания в продукции песка. Песок контролируют при восстановлении дебита, например, за счет увеличения депрессии в скважине. При появлении в продукции частиц песка угловатой формы при намеренном восстановлении дебита не допускают дальнейшей эксплуатации при такой депрессии. Осуществляют повторную перфорацию скважины. При этом перфорацию осуществляют в интервалах, не содержащих глинистых пропластков. Повторную перфорацию осуществляют с плотностью не менее 70% от первоначальной перфорации. Поперечное сечение каналов повторной перфорации принимают в 1,1-5 раз выше сечения каналов первоначальной перфорации. При этом длина этих каналов должна превышать не менее чем на 15% протяженность зоны напряжения в зоне активной фильтрации породы продуктивного пласта при максимальных перепадах давления.

Кроме описанных выше операций по способу осуществляют мероприятия в скважине по стабилизации глины в глинистых пропластках в случае их вскрытия при первоначальной перфорации. Для этого перед повторной перфорацией осуществляют обработку продуктивного пласта жидкостями на углеводородной основе или жидкостями, содержащими минерализованную воду, состав которой сходен с добываемой из продуктивного пласта минерализованной водой.

Для достижения лучших результатов повторную перфорацию рекомендуют осуществлять в среде, включающей жидкость на углеводородной основе, а также в щадящем - невзрывном режиме воздействия на обсадную колонну и породу продуктивного пласта. Для этого могут быть применены средства, например, механической или гидравлической перфорации. В крайнем случае из взрывных методов рекомендовано применять кумулятивную перфорацию с минимальным фугасным эффектом.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к способам обеспечения оптимального режима фильтрации в добывающих скважинах, характеризующихся выносом песка в продукции. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет его упрощения при снижении затрат времени, средств и сохранения эксплуатационных показателей при безопасной эксплуатации скважины. Сущность изобретения: способ восстановления включает извлечение продукции из бесфильтровой скважины через зону перфорации и контроль содержания в продукции песка при падающем дебите. При появлении в продукции частиц песка угловатой формы при намеренном восстановлении дебита за счет увеличения депрессии в скважине осуществляют повторную перфорацию скважины. Ее осуществляют в интервалах, не содержащих глинистых пропластков. Повторную перфорацию осуществляют с плотностью не менее 70% от первоначальной перфорации, с поперечным сечением каналов, в 1,1-5 раз превышающем сечение каналов первоначальной перфорации. Длина каналов перфорации должна превышать не менее чем на 15% протяженность зоны напряжения в зоне активной фильтрации породы продуктивного пласта при максимальных перепадах давления. 4 з.п. ф-лы.

1. Способ восстановления фильтрации скважины, включающий извлечение продукции из бесфильтровой скважины через зону перфорации, контроль содержания в продукции песка при падающем дебите и, при появлении в продукции частиц песка угловатой формы при намеренном восстановлении дебита за счет увеличения депрессии в скважине, осуществление повторной перфорации скважины в интервалах, не содержащих глинистых пропластков, при этом повторную перфорацию осуществляют с плотностью не менее 70% от первоначальной перфорации, с поперечным сечением каналов, в 1,1-5 раз превышающем сечение каналов первоначальной перфорации и с длиной каналов, превышающей не менее чем на 15% протяженность зоны напряжения в зоне активной фильтрации породы продуктивного пласта при максимальных перепадах давления.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют мероприятия в скважине по стабилизации глины в глинистых пропластках, в случае их вскрытия при первоначальной перфорации.3. Способ по п.2, отличающийся тем, что перед повторной перфорацией осуществляют обработку продуктивного пласта жидкостями на углеводородной основе или жидкостями, содержащими минерализованную воду, состав которой сходен с добываемой из продуктивного пласта минерализованной водой.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что повторную перфорацию осуществляют в среде, включающей жидкость на углеводородной основе.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что повторную перфорацию осуществляют в щадящем - не взрывном - режиме воздействия на обсадную колонну и породу продуктивного пласта.