СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/16 

Настоящее изобретение относится к области газодобывающей промышленности и, в частности, может найти применение при разработке истощенной газовой залежи на поздней стадии ее разработки.

Известен способ разработки истощенной газовой залежи, характеризующийся обводнением продукции добывающей скважины. Известный способ предусматривает увеличение дебита скважины выше проектного для удаления воды из скважины [см., например, пат. США 4090564, 23.05.1978].

Недостатком способа является его низкая эффективность, обусловленная опасностью еще большего обводнения скважины и возможностью ее самопроизвольного глушения.

Известен способ разработки истощенной газовой залежи, включающий подачу в добывающую скважину газожидкостной смеси с необходимой скоростью и отбор продукции скважины - газа через затрубное пространство (см., например, а.с. СССР №1789669, 23.01.1993).

Недостатком этого способа является также его низкая эффективность, а также необходимость соблюдения определенной скорости подачи газожидкостной смеси в скважину, обеспечивающей подавление скорости всплытия пузырьков газа в жидкости с обеспечением ее сепарации именно в донной части скважины для возможности его отбора в затрубное пространство.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет значительного снижения риска обводнения скважины с увеличением резервов управления работой скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки истощенной газовой залежи включает извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину с постоянным контролем положения газоводяного контакта относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины и при расстоянии газоводяного контакта от упомянутых отверстий 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды, закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт гетерогенной газожидкостной смеси с кратностью аэрации 4-8 при пластовом давлении и в объеме не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины, выдержку скважины до выравнивания пластового и забойного давлений и последующее извлечение продукции из газовой скважины с периодическим контролем положения газоводяного контакта и возможностью оттеснения фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта.

Кроме того:

выдержку добывающей скважины до выравнивания пластового и забойного давлений осуществляют в течение 10-20 час;

закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют с кратностью аэрации 5;

после продавки в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют дополнительную продавку нетвердеющей изолирующей смеси;

газожидкостная смесь содержит поверхностно-активное вещество в количестве 0,05-1,0%;

в качестве нетвердеющей изолирующей смеси применяют вязкоупругий состав.

Сущность изобретения заключается в том, что разработку истощенной газовой залежи в соответствии с известными способами осуществляют, как правило, в неоптимальном режиме отбора продукции, сопряженном либо с отбором значительного количества балластной попутной воды, либо с непреднамеренными остановками скважины из-за этой воды. В случаях, когда газоводяной контакт в добывающей скважине поднимается выше нижних отверстий перфорации, то такие экстренные меры, как срочная остановка скважины на консервацию с последующей установкой изоляционного цементного моста, не приносит результата. За счет депрессионной воронки, образующейся в скважине при ее эксплуатации, происходит обход затампонированной зоны, подстилающей газовую залежь, водой. При этом наблюдается еще и затрудненный газоприток в добывающую скважину из-за цемента, кольматирующего продуктивную часть газовой залежи.

В соответствии с изобретением опытным путем установлена возможность разработки истощенной газовой залежи в режиме минимального обводнения продукции при минимальном отступлении от проектного режима работы скважины. Такой режим работы скважины обеспечивают применением газожидкостной смеси в таком объеме и с такими свойствами, когда капиллярные эффекты защемления газожидкостной смеси в промытых водопроявляющих зонах проявляются в степенной зависимости от смещающего их давления. Дело в том, что газожидкостная гетерогенная смесь, приготовленная на гидрофильной жидкости - воде может поступать только в водоносную зону. Содержащиеся в этой смеси низкомолекулярные газы подчиняются законам идеальных газов. Пузырьки газа сжимаются до размеров, меньших размеров поровых каналов водоносной зоны. При необходимом содержании газа в газожидкостной смеси (кратности аэрации 4-8 при пластовом давлении) и объеме газожидкостной смеси (не менее 5,5 м порового пространства водоносной зоны пласта по радиусу от ствола скважины) получено опытным путем для различного типа коллекторов наличие факта резкого (скачкообразного) увеличения давления страгивания (сдвига) газожидкостной смеси после выдержки добывающей скважины до выравнивания в ней пластового и забойного давлений. Именно это давление определяет длительную (стабильную) кольматацию призабойной зоны добывающей скважины при различных режимах ее работы. Эти же эффекты обеспечивают возможность существенного понижения уровня подошвенной воды, например, за счет репрессии в добывающей скважине намного ниже нижних отверстий перфорации с крайне медленным темпом его восстановления, что обеспечивает длительный безводный проектный режим экплуатации добывающей скважины. В крайнем случае за счет кратковременной репрессии уровень подошвенной воды опять может быть понижен до необходимой величины.

Способ осуществляют следующим образом.

Во время разработки истощенной газовой залежи осуществляют извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину. При этом осуществляют постоянный контроль положения газоводяного контакта относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины. Контроль осуществляют геофизическими методами. При расстоянии газоводяного контакта от нижних отверстий перфорации на 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды осуществляют закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт газожидкостной смеси с определенными характеристиками и в определенном объеме. Кратность аэрации газожидкостной смеси принимают 4-8 при пластовом давлении. Объем этой смеси принимают не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины. Затем скважину выдерживают до выравнивания пластового и забойного давлений. При необходимости давление на устье скважины сбрасывают. После этого осуществляют извлечение продукции из газовой скважины только изредка - при периодическом контроле положения газоводяного контакта. При этом безводный режим обеспечивают даже и при газоводяном контакте в скважине выше отверстий перфорации. При необходимости осуществляют оттеснение фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта. Это обеспечивают созданием забойной репрессии в скважине.

Конкретный пример реализации способа.

Глубина скважины - 1980 м;

интервалы перфорации - 1960-1965, 1969-1974.

Нижний интервал перфорации обводнен пластовой водой. Проницаемость этого интервала - 2,591 мкм², пористость - 23,2%. Проницаемость верхнего газонасыщенного интервала - 1,71 мкм², а его пористость - 21%.

Пластовое давление - 19,5 МПа.

При расстоянии газоводяного контакта от нижних отверстий перфорации 1 м или при содержании в продукции скважины воды осуществляют закачку в скважину гетерогенной газожидкостной смеси на основе 1%-го раствора ДС-РАС в воде. Кратность газожидкостной смеси принимают равной 5. Газожидкостную смесь закачивают в объеме 6 м порового пространства пласта по радиусу от ствола скважины. Закачку осуществляют через насосно-компрессорные трубы. Величину давления продавки газожидкостной смеси выбирают такой, чтобы средний диаметр пузырьков смеси не превышал средний диаметр пор водоносной зоны. Для этого, когда газожидкостная смесь начнет выходить из башмака насосно-компрессорной колонны, ее расход увеличивают до тех пор, пока давление на забое добывающей скважины будет не менее 32 МПа. Это необходимо для того, чтобы газожидкостная смесь фильтровалась в высокопроницаемые и низкопроницаемые интервалы. Затем скважину выдерживают до выравнивания пластового и забойного давлений в течение 18 час. После этого осуществляют извлечение продукции из газовой скважины только при периодическом контроле положения газоводяного контакта через 2-3 мес. При этом безводный режим обеспечивают даже и при газоводяном контакте в скважине выше отверстий перфорации. При необходимости осуществляют оттеснение фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта. Это обеспечивают созданием забойной репрессии в скважине.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и, в частности, может найти применение при разработке истощенной газовой залежи на поздней стадии ее разработки. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет значительного снижения риска обводнения скважины с увеличением резервов управления работой скважины. Сущность изобретения: по способу осуществляют извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину с постоянным контролем положения газоводяного контакта. Контроль положения последнего ведется относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины и при расстоянии газоводяного контакта от упомянутых отверстий 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды. Также осуществляют закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт гетерогенной газожидкостной смеси. Кратность аэрации последней 4-8. Объем гетерогенной газожидкостной смеси не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины. Осуществляют выдержку скважины до выравнивания пластового и забойного давлений. Осуществляют последующее извлечение продукции из газовой скважины. Последнее ведется с периодическим контролем положения газоводяного контакта и возможностью оттеснения фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта. 5 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки истощенной газовой залежи, включающий извлечение продукции из газовой залежи через одну, по меньшей мере, добывающую скважину с постоянным контролем положения газоводяного контакта относительно нижних отверстий перфорации добывающей скважины и, при расстоянии газоводяного контакта от упомянутых отверстий 0,5-3 м или при содержании в продукции скважины воды, закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт гетерогенной газожидкостной смеси с кратностью аэрации 4-8 и в объеме не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины, выдержку скважины до выравнивания пластового и забойного давлений и последующее извлечение продукции из газовой скважины с периодическим контролем положения газоводяного контакта и возможностью оттеснения фронта воды в скважине ниже газоводяного контакта.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выдержку добывающей скважины до выравнивания пластового и забойного давлений осуществляют в течение 10-20 ч.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют с кратностью аэрации 5.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после продавки в продуктивный пласт газожидкостной смеси осуществляют дополнительную продавку нетвердеющей изолирующей смеси.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что газожидкостная смесь содержит поверхностно-активное вещество в количестве 0,05-1,0%.6. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве нетвердеющей изолирующей смеси применяют вязкоупругий состав.