СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2006 года по МПК E21B43/11 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении газодобывающих скважин.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов скважин, включающий перфорацию скважины при депрессии на пласт, спуск в скважину и размещение над интервалом перфорации колонны насосно-компрессорных труб с корпусом струйного насоса и пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером ниже корпуса струйного насоса, совместное освоение и исследование скважины в подпакерной зоне путем многократного циклического воздействия на пласт переменным давлением, создаваемым с использованием струйного насоса, причем перфорацию производят после герметизации межтрубного пространства при регулируемом с помощью струйного насоса давлении в подпакерной зоне, а воздействие на пласт переменным давлением производят последовательным созданием депрессии и репрессии на пласт, причем репрессию на пласт создают прокачкой жидкости в подпакерную зону через вставку струйного насоса при открытом обратном клапане (см. патент RU №1572084, кл. Е 21 В 43/11, 20.11.1996).

Данный способ позволяет повысить эффективность освоения скважины за счет сокращения сроков и стоимости работ и повышения надежности их проведения в скважине с неустойчивыми пластичными пластами в разрезе при одновременном повышении дебита и качества освоения скважины. Однако недостатком данного способа является низкое качество вторичного вскрытия продуктивных пластов и большая длительность работ.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин, заключающийся в том, что спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до искусственного забоя, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, устанавливают воронку НКТ выше выбранного интервала перфорации, газом из соседней освоенной скважины или инертным газом при помощи компрессора высокого давления вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания равновесного давления или депрессии в интервале перфорации, перфорируют нижний интервал перфорации, вызывают приток газа, производят отработку скважины до полного выноса техногенных жидкостей из скважины газом и очистки призабойной зоны пласта, после чего перфорируют оставшуюся верхнюю часть продуктивного пласта при равновесии в газовой среде с последующей кратковременной отработкой скважины и проведением полного комплекса газодинамических исследований (см. патент RU №2235195, кл. Е 21 В 43/11, 27.08.2004).

Однако отсутствие оптимальных соотношений параметров обработки продуктивного пласта не позволяет достигнуть существенного сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию при вторичном вскрытии продуктивных пластов.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин.

Техническим результатом изобретения является сокращение продолжительности работ по очистке скважины, повышение качества вторичного вскрытия пластов, повышение ее продуктивности и сокращение срока вывода скважин в эксплуатацию.

Указанные задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин заключается в том, что спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой в скважину до ее искусственного забоя, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат, получаемый на газовом промысле, с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см³, устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта, вытесняют, например при помощи компрессора высокого давления, жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см², спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале, вызывают приток газа из пласта, производят удаление техногенных жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом, после чего перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины и затем в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора путем сброса газа из скважины на факел и затем, после проведения исследовательских работ, закачивают на забой скважины от 3 до 7 м³ метанола для обеспечения работы скважины и газопромыслового оборудования в безгидратном режиме в начальный период эксплуатации скважины и ускоренной подачи потребителю газа из этой скважины после ее подсоединения к газосборному коллектору.

В процессе освоения газовых скважин на УКПГ-1С Заполярного ГНКМ проводилось вторичное вскрытие высокопродуктивных пластов скважин при депрессии и равновесии давлений на пласт в два этапа. Перфорация скважины начинается при заполнении скважины конденсатом с удельным весом 0,7-0,9 г/см³, что дает возможность обеспечить депрессию на продуктивный пласт менее 20 кгс/см² при стрельбе первой перфорационной сборки нижнего интервала вскрытия пласта, составляющего от 2 до 5% от толщины пласта. Использование газового конденсата или нефтепродукта, добытого на данном нефтепромысле, позволяет свести к минимуму транспортные издержки на доставку специально предназначенных для этого жидких сред, однако требует выбора таких параметров, при которых достигается качественная перфорация продуктивных пластов. Было установлено, что при использовании конденсата или другого нефтепродукта с удельным весом в пределах от 0,7 до 0,9 г/см³ удается достигнуть депрессию на продуктивный пласт менее 20 кгс/см². В результате при перфорации нижнего интервала продуктивного пласта, составляющего от 2 до 5% от толщины пласта, представляется возможность практически полностью удалить из прискважинной зоны пласта техногенные жидкости, в частности посторонние жидкости и конденсат из ствола скважины, которые там накопились в ходе работ в скважине.

Перфорация вышележащих интервалов проводится в газовой среде с условием равновесия пластового давления и газа в стволе скважины. Принципиальные различия в результатах работы скважин проявились уже на стадии освоения и выразились в уменьшении времени выхода скважины на стабильный режим (плановый отжиг скважин при освоении снижен с 72 до 48 часов), что снижает потери газа при освоении.

При исследованиях установлено, что происходит ускоренное удаление техногенной жидкости с нижней части интервала перфорации, а депрессия на пласт снизилась до 0,02 МПа (проект 0,2 МПа) при дебите газа, равном 1 млн м³/сут. Все скважины менее чем за 48 часов осваиваются (проект 72 часа) и выходят на стабильный режим работы. Призабойная зона пласта в несколько раз быстрее очищается от техногенной жидкости первичного вскрытия пласта (фильтрата бурового раствора), а жидкость вторичного вскрытия туда не попадает. Дня обеспечения работы скважины и газопромыслового оборудования в безгидратном режиме в начальный период эксплуатации скважины и ускоренной подачи потребителю газа из этой скважины после ее подсоединения к газосборному коллектору после проведения исследовательских работ по определению продуктивности скважины в последнюю закачивают на забой скважины от 3 до 7 м³ метанола. Меньшее количество, чем 3 м³, не позволяет организовать эффективное взаимодействие газового потока из продуктивного пласта с метанолом, что делает закачку последнего практически бесполезной. Количество метанола более 7 м³ приводит к росту гидравлического сопротивления до такой величины, при которой производительность скважины начинает падать.

Таким образом, организация вторичного вскрытия в соответствии с описанным выше способом исключает попадание жидкости вторичного вскрытия в газоносные пропластки, при этом происходит ускоренный и более полный вынос фильтрата бурового раствора из скважины сразу при освоении скважины и ускоренная очистка призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации.

Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин реализуют следующим образом.

Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с воронкой до уровня ее искусственного забоя. Затем закачивают в скважину жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат, получаемый на газовом промысле, с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см³. После этого устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта. Путем подачи в скважину компрессором высокого давления газообразной среды вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см², после чего спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале. Путем создания депрессии на продуктивный пласт вызывают приток газа из пласта и таким образом, путем отработки перфорированного интервала скважины газом, производят удаление техногенных жидкостей из скважины. Затем перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины и в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора. Выходящий из скважины загрязненный фильтратом газ сбрасывают из скважины на факел. Через указанный выше интервал времени проводят исследовательские работы по определению физических и динамических характеристик поступающего из скважины газа, в частности коэффициент производительности скважины и величину депрессии на пласт и температуру газа на устье скважины. После этого закачивают на забой скважины от 3 до 7 м³ метанола и таким образом организуют работу скважины и газопромыслового оборудования в безгидратном режиме в начальный период эксплуатации скважины после ее подсоединения к газосборному коллектору.

Вторичное вскрытие пласта описанным способом произвели в шести скважинах. При исследовании выявлено, что средняя депрессия на пласт по этим скважинам составила 0,064 МПа. Коэффициент продуктивности (К_прод) газа составил 1652 тыс.м³ газа в сутки на 0,1 МПа депрессии или 63,8 тыс.м³ газа в сутки на 1 метр эффективной мощности.

Настоящее изобретение может быть использовано в газодобывающей промышленности для ускорения очистки продукции скважин от техногенных жидкостей и устранения проблем, которые ранее возникали с работой запорной арматуры на устье скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов. Сущность изобретения: в скважину до ее искусственного забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой. Переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см³. Устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта. Вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см². Спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале. Вызывают приток газа из пласта. Производят удаление техногенных жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом. Перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины. Затем в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора путем сброса газа из скважины на факел. Проводят исследовательские работы. Закачивают на забой скважины от 3 до 7 м³ метанола.

Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин, заключающийся в том, что спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой в скважину до ее искусственного забоя, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат, получаемый на газовом промысле, с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см³, устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта, вытесняют, например при помощи компрессора высокого давления, жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см², спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале, вызывают приток газа из пласта, производят удаление техногенных жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом, после чего перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины и затем в течение от 30 до 48 ч производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора путем сброса газа из скважины на факел и затем после проведения исследовательских работ закачивают на забой скважины от 3 до 7 м³ метанола для обеспечения работы скважины и газопромыслового оборудования в безгидратном режиме в начальный период эксплуатации скважины и ускоренной подачи потребителю газа из этой скважины после ее подсоединения к газосборному коллектору.