СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПОНИЖЕНИЕМ УРОВНЯ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ НОВЫХ И ОТРЕМОНТИРОВАННЫХ НЕФТЯНЫХ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН С ПОСЛЕДУЮЩИМ ПОДДЕРЖАНИЕМ СТАТИЧЕСКОГО УРОВНЯ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока пластового флюида из пласта новых и отремонтированных добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при освоении и интенсификации притока нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин путем понижения гидростатического уровня жидкости в затрубном пространстве колонны насосно-компрессорных труб и последующего поддержания уровня на определенной отметке.

Известен способ вызова притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб (см. патент РФ № 2095560, МПК Е21В 43/27, 1997 г.).

Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:

- незначительное увеличение производительности притока пластового флюида,

- обладает достаточно высоким забойным давлением,

- недостаточная эффективность поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт в процессе дальнейшей эксплуатации скважины.

Задачей изобретения является создание способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня.

Техническим результатом является снижение забойного давления и интенсификация притока пластового флюида, а также повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт.

Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что предложен способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб, при этом в качестве рабочего газа в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают нейтральный газ, осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтральным газом под давлением 150-600 кгс/см² и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м³/час с последующим вытеснением скважинной жидкости нейтральным газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление нейтрального газа снижают, затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи нейтрального газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличивают давление рабочего газа до значения пускового давления, при этом пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м;

ρ - плотность жидкости, т/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/сек²;

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле:

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

максимальное давление нейтрального газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле:

где Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

при этом наибольшее пусковое давление нейтрального газа в скважине превышает рабочее давление закачки нейтрального газа в процессе штатной эксплуатации скважины. При этом используют азот, гелий или аргон в качестве закачиваемого в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа. При этом дополнительно закачивают на предварительно закачанную в скважину «подушку» нейтрального газа нефть до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитывают по формуле:

Рж=0,1·ρ·Н,

где ρ - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Среди существенных признаков, характеризующих способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, отличительными являются:

- закачка в качестве рабочего газа в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа,

- осуществление воздействия на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтральным газом под давлением 150-600 кгс/см² и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м³/час,

- вытеснение скважинной жидкости нейтральным газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижение плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление нейтрального газа снижают,

- в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи нейтрального газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонное увеличение давления нейтрального газа до значения пускового давления,

- предварительный расчет пускового давления нейтрального газа по формуле:

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм, - расчет расстояния от устья скважины до места установки первого клапана по формуле:

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

- расчет максимального давления нейтрального газа с учетом глубины установки пускового клапана по формуле:

где Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

при этом наибольшее пусковое давление нейтрального газа в скважине превышает рабочее давление закачки нейтрального газа в процессе штатной эксплуатации скважины,

- использование азота, гелия или аргона в качестве закачиваемого в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа,

- дополнительная закачка нефти на предварительно закачанную в скважину «подушку» нейтрального газа до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитывают по формуле:

Рж=0,1·ρ·Н,

где ρ - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Перед пуском скважина заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, жидкостью глушения или водой), уровень которой соответствует пластовому давлению. Проводят вытеснение жидкости продавкой рабочим газом, при этом в качестве рабочего газа в заполненное водой затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают нейтральный газ, осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтральным газом под давлением 150-600 кгс/см² и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м³/час с последующим вытеснением скважинной жидкости нейтральным газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части.

При этом используют азот, гелий или аргон в качестве закачиваемого в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа.

Пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм.

Наибольшее пусковое давление нейтрального газа в скважине превышает рабочее давление закачки нейтрального газа в процессе штатной эксплуатации скважины.

Пусковое давление нейтрального газа снижают и затем монотонно увеличивают давление нейтрального газа до значения пускового давления в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи нейтрального газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья.

Расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле:

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³.

Максимальное давление нейтрального газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле:

где Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

ρ - плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м.

В случае, если расчетное пусковое давление превышает давление опрессовки эксплуатируемой колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закачанную в скважину «подушку» нейтрального газа дополнительно закачивают в скважину нефть до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитывают по формуле:

Рж=0,1·ρ·Н,

где ρ - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто снижение забойного давления, значительно интенсифицирован приток пластового флюида, а также достигнуто повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт.

Реализация предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня иллюстрируется следующими примерами осуществления

Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины с диаметром колонны 146 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.

На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.

С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление азота с учетом глубины установки пускового клапана.

Закачкой в затрубное пространство скважины азота под давлением 600 кгс/см² и производительностью 100 м³/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней.

Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление азота. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи азота до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление азота до значения пускового давления.

Достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта на 15-18%. При этом повышена эффективность поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт скважины.

Пример 2. Провели работы по освоению добычи скважины с диаметром колонны 168 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, глубины текущего забоя и давления опрессовки вводимой в эксплуатацию колонны.

На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.

С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление аргона с учетом глубины установки пускового клапана.

Закачкой в затрубное пространство скважины аргона под давлением 100 кгс/см² и производительностью 1200 м³/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней. В связи с тем, что расчетное пусковое давление превысило давление опрессовки данной вводимой в эксплуатацию колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закачанную в скважину «подушку» нейтрального газа закачали нефть до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитали по формуле:

Рж=0,1·ρ·Н,

где ρ - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление аргона. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи аргона до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление аргона до значения пускового давления.

Достигли притока пластового флюида из освоенного пласта в расчетном объеме с одновременным эффективным поддержанием постоянного газового воздействия на продуктивный пласт скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока пластового флюида из пласта добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при освоении и интенсификации притока. Обеспечивает снижение забойного давления и интенсификацию притока пластового флюида, а также повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт. Сущность изобретения: по способу создают депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб путем снижения уровня скважинной жидкости газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб. В качестве рабочего газа в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают нейтральный газ. Осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства скважины нейтральным газом под давлением 150-600 кгс/см² и с производительностью подачи этого газа 100-1200 м³/час с последующим вытеснением скважинной жидкости нейтральным газом до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси. Одновременно повышают до устья уровень скважинной жидкости и часть ее выбрасывают. При этом пусковое давление нейтрального газа снижают. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости монотонно увеличивают давление рабочего газа до значения пускового давления, которое рассчитывают по аналитическому выражению. Рассчитывают максимальное давление нейтрального газа с учетом глубины установки пускового клапана. При этом наибольшее пусковое давление нейтрального газа в скважине превышает рабочее давление закачки нейтрального газа в процессе штатной эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что в качестве рабочего газа в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают нейтральный газ, осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины нейтральным газом под давлением 150-600 кгс/см² и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м³/ч с последующим вытеснением скважинной жидкости нейтральным газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление нейтрального газа снижают, затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи нейтрального газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличивают давление нейтрального газа до значения пускового давления, при этом пусковое давление нейтрального газа (Рп) предварительно рассчитывают по формуле

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м;

ρ - плотность жидкости, т/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м;

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м;

Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа;

максимальное давление нейтрального газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле

при этом наибольшее пусковое давление нейтрального газа в скважине превышает рабочее давление закачки нейтрального газа в процессе штатной эксплуатации скважины.

Рж=0,1·ρ·H,

где Н - высота столба нефти.