СПОСОБ ОБРАБОТКИ ЗОНЫ ПЕРФОРАЦИИ ПЛАСТА СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для увеличения и восстановления дебита скважин, понизившегося в результате кольматации призабойной зоны скважины, а также долгопростаивавших скважин и скважин после бурения.

Известен способ воздействия на призабойную зону пласта эксплуатационной скважины, согласно которому заполняют скважину рабочим агентом, после чего на колонне насосно-компрессорных труб в скважину опускают гидроизлучатель и располагают его в зоне перфорации. Насосно-компрессорные трубы подвешены на вертлюге, обеспечивающем вращение колонны насосно-компрессорных труб, а следовательно, и смонтированного на них гидроизлучателя.

В процессе работы гидроизлучателя в нем генерируют упругие колебания высокочастотного диапазона, которые через заполнившую скважину среду воздействуют на зону перфорации. Обработку зоны перфорации осуществляют в два этапа, на первом из которых на зону перфорации воздействуют давлением 4 МПа, а на втором - 6 МПа. В процессе генерирования колебаний гидроизлучатель перемещают в вертикальном направлении вдоль всей зоны перфорации и осуществляют его вращение относительно вертикальной оси. Это позволяет осуществлять перфорацию призабойной зоны по всей ее высоте и по диаметру (см. патент РФ №2268358, кл. Е21В 43/25, 2004 г.).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и заявленный, основан на опускании в скважину устройства, излучающего колебания, которые воздействуют на зону перфорации, очищая ее от включений. Однако упругие воздействия водной среды на включения не являются эффективными при очистке зоны перфорации. Акустические колебания, направленные в зону перфорации через жидкую среду, зачастую производят обратный эффект, так как загрязняющие компоненты загоняются внутрь нефтеносного канала.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому в скважину, заполненную флюидом, в обрабатываемый интервал на каротажном кабеле опускают термогазогенератор с тепловыделяющим веществом. Для обработки зоны перфорации инициируют термогазогенератор, для чего с наземного пункта управления по жиле каротажного кабеля подается управляющий импульс на разгерметизацию сосуда с водой, которая взаимодействует (реагирует) с помещенным в корпусе карбидом кальция, в результате протекания реакции в корпусе устройства образуются тепло и водород. При достижении в корпусе расчетного давления срабатывает клапан и нагретая газоводяная смесь через прорези корпуса направляется в скважинную среду. После выпуска газоводяной смеси в призабойную зону скважины осуществляют технологическую паузу для более полного использования генерированного тепла, после чего осуществляют депрессионное воздействие на разогретую зону, очищая призабойную зону скважины. Депрессионное воздействие осуществляется за счет разгерметизации депрессионной камеры термогазогенератора, в результате чего расплавленные асфальтосмолистые и парафинистые отложения вместе со скважинным флюидом устремляются в депрессионную камеру, очищая призабойную зону скважины (см. патент РФ №2219333, кл. Е21В 43/25, 2001 г.).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и заявленный, основан на опускании в скважину на каротажном кабеле устройства, управление работой которого осуществляется с наземного пункта управления. Устройство в процессе его работы вырабатываемой в нем средой воздействует на зону перфорации, очищая ее. Однако область применения данного устройства весьма ограничена, так как предполагает удаление из каналов нефтеносного пласта только смолистых и парафиновых шламов. Учитывая, что в каналах пласта, по которым прокачивается нефть, обычно имеют место включения с более высокой температурой плавления, то возможно их оплавление и закупорка зоны перфорации.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта скважин, согласно которому в скважину опускают генератор импульсов давления, которыми осуществляют обработку интервала зоны перфорации последовательно по локальным участкам путем перемещения и остановки генератора напротив них, причем на каждом локальном участке первоначально производят воздействие импульсов с энергией 250-400 кДж и длительностью колебаний ударной волны до их полного затухания, а затем генерируют импульс с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц, при этом обработку производят при герметично закрытом устье скважины, а начинают ее с воздействия импульсами на участок зоны перфорации с максимальными значениями нефтенасыщенности и интенсивности притока, перемещение генератора вдоль зоны перфорации осуществляют снизу вверх, а после окончания импульсной обработки зоны перфорации перед подъемом генератора из скважины на поверхность в интервале зоны перфорации создают глубокую депрессию (см. патент РФ №2105874, кл. Е21В 43/25, 1998 г. - наиболее близкий аналог).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что он, как и отмеченные выше, традиционно основан на опускании в скважину генератора импульсов давления, которыми и осуществляют обработку зоны перфорации, перемещая вдоль нее генератор, а после обработки зоны перфорации осуществляют ее глубокую депрессию, что также характерно для решения поставленных задач (повышение производительности скважины).

Таким образом, в известном способе раскрыта традиционная технология обработки зоны перфорации скважины, а новым является лишь сочетание режимов импульсов давления: первоначальная обработка импульсами с энергией 250-400 кДж, последующая обработка импульсами с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц.

Известный способ предполагает использование довольно сложного конструктивно генератора импульсов, так как за один спуск генератора необходимо обработать все участки зоны перфорации, причем каждый участок зоны перфорации обрабатывают в два этапа (импульсами с высокой энергией и импульсами с низкой энергией, а затем создать глубокую депрессию зоны перфорации). Сложность конструкции генератора снижает надежность его работы. Кроме того, данному способу, как и иным способам, основанным на воздействии импульсов давления на зону перфорации, присуща низкая эффективность, связанная с тем, что воздействие импульсами давления ограничено по глубине воздействия на канал (трещину) пласта (например, нефтеносного), оно не позволяет полностью удалить вязкие компоненты шлама (асфальто- смоло- парафинные), а твердые составляющие шламов (механические включения) под воздействием импульсов давления, генерируемых излучателем, перемещаются внутрь канала пласта и далеко не всегда удаляются из канала при создании в зоне перфорации глубокой депрессии.

Таким образом, известный способ характеризуется сложностью его осуществления и недостаточной эффективностью обработки (очистки) призабойной зоны пласта скважины.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа обработки зоны перфорации пласта скважины, сравнительно простого и недорогого в осуществлении, позволяющего безопасно и эффективно очищать каналы перфорированной зоны от шламов и повысить эффективность функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации между регламентными работами по обработке (очистке) ее зоны перфорации.

Поставленная задача обеспечивается тем, что в способе обработки зоны перфорации пласта скважины, согласно которому скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью, а обработку зоны перфорации осуществляют по ее наиболее насыщенным участкам путем остановки устройства напротив каждого из них, новым является то, что в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия, а обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 сек, причем содержание азота в рабочей смеси составляет 80%, а гелия - 20%, а для глушения скважины используют жидкость ГФ-1К.

При проведении патентных исследований из уровня техники не выявлены решения, идентичные заявленному, а следовательно, заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Сущность заявленного решения не следует явным образом из решений, известных из уровня техники, а следовательно, заявленное изобретение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Сведений, изложенных в материалах заявки, достаточно для практического осуществления изобретения.

Способ обработки зоны перфорации пласта скважины осуществляют следующим образом.

Подготовительные работы, связанные с реализацией способа, проводят в последовательности, традиционной для данного вида работ.

В подготовительные работы входят глушение скважины, геофизические исследования, которые позволяют точно определить зоны перфорации в скважине, размеры зоны перфорации, наиболее насыщенные ее участки, а также определить геологию пластов и нефтенасыщенность коллектора в зоне перфорации.

После проведения подготовительных работ устройство с рабочей смесью через переходник подвешивают на каротажном кабеле и опускают в скважину на глубину нахождения зоны перфорации. Исполнение устройства является известным, оно не составляет предмета патентной охраны и поэтому в материалах заявки не раскрыто. В качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия. Как показали исследования, процентное соотношение азота и гелия может быть различным, но наиболее предпочтительным является соотношение: азот - 80%, гелий - 20%. Давление рабочей смеси в полости устройства составляет от 40 до 80 МПа. Азот и гелий являются нейтральными экологически чистыми газами и не влияют на безопасность работ, проводимых в скважине, а кроме того, они легко внедряются в стенки продуктивных каналов и обеспечивают беспрепятственное прохождение продукта. Конкретное значение давления рабочей смеси определяется в зависимости от температурно-барических и от коллекторских свойств в зоне перфорации. Как показали исследования, давления рабочей смеси менее 40 МПа недостаточно для нарушения связей между отложениями и стенками продуктового пласта, а давление, большее 80 МПа, может вызвать повреждение зоны перфорации. В корпусе устройства предусмотрены выпускные отверстия, перекрытые клапаном. Перед спуском устройства в скважину осуществляют его заправку рабочей смесью через заправочный клапан на расчетное давление, необходимое и достаточное для проведения работ в зоне перфорации. Управление работой устройства равно, как и его перемещением в скважине, осуществляется с наземного пункта управления.

Весьма существенным является также и то, что используемое для осуществления способа устройство имеет сравнительно небольшую длину, так как в нем отсутствует депрессионная камера с системой перепускных клапанов и прочие элементы, характерные для традиционных генераторов колебаний. Это позволяет осуществлять обработку зоны перфорации и пласта скважины, находящихся на значительной глубине, так как реальная скважина не является строго прямолинейной, а имеет по своей длине изгибы различного радиуса кривизны и лежащие в разных плоскостях, что может являться препятствием для доставки устройства значительной длины к зоне перфорации.

Обработку зоны перфорации ведут по наиболее насыщенным участкам путем остановки устройства напротив каждого из них и воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы пласта. Воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы весьма кратковременны и, как правило, составляют 0,1-0,2 сек. Интервал времени воздействия определен экспериментально исходя из оптимального расхода рабочей смеси и обеспечения образования пленки на поверхностях продуктовых каналов. Реализация перемещения устройства в скважине осуществляется известным образом с помощью известных средств и нет необходимости в их подробном описании.

В результате воздействия рабочей смеси на продуктивные каналы пласта осуществляется их расширение, в результате чего продукты загрязнений удаляются из каналов. Кроме того, компоненты рабочей смеси (азот и гелий) внедряются в стенки каналов и препятствуют отложению в них как твердых отложений, так и смоловых компонентов за счет образования на стенках пленки, которая позволяет беспрепятственно перемещаться по каналам продукту (например, нефти), что значительно увеличивает срок эксплуатации скважины до следующей обработки.

После обработки одного участка устройство перемещают к следующему участку и осуществляют его обработку. Аналогично описанному выше обрабатывают все участки зоны перфорации.

В качестве жидкой среды (жидкости глушения), которой заполняют скважину при обработке зоны перфорации, используют жидкость ГФ-1К плотностью 1,18 г/м³ в соответствии с ТУ 6-52-22-90, ГОСТ 13950. Состав данной жидкости за счет эффекта смачивания позволяет обеспечить беспрепятственное перемещение продукта (нефте- или газосодержащего).

По окончании обработки зоны перфорации извлекают устройство из скважины. Скважина готова для дальнейшей эксплуатации. Для продолжения ее эксплуатации на колонне насосно-компрессорных труб в скважину опускают насос и осуществляют откачку продукта.

Заявленный способ обработки зоны перфорации пласта скважины будет более понятен из приведенного ниже примера.

Геофизическими исследованиями установлено, что зона перфорации находится на глубине 1905 метров. Высота зоны перфорации составляет 2 м, а наиболее насыщенных участков 3 м. Степень зашламления каналов весьма велика. В каналах присутствуют как твердые, так и смолистые отложения.

Емкость устройства заполняют рабочей смесью, содержащей 80% азота и 20% гелия. Давление в устройстве доводят до 80 МПа.

Сцепляют устройство с каротажным кабелем, опускают его в зону обработки и останавливают напротив верхнего участка.

Командой с наземного пункта управления на 0,1 сек открывают клапан и рабочая смесь под давлением 80 МПа поступает в каналы пласта, удаляя из них смолы и твердые шламы и внедряясь в приповерхностный слой каналов. За 0,1 секунду при давлении 80 МПа из рабочей камеры устройства в зону перфорации выбрасывается примерно 40 литров рабочей смеси, чего, как показали исследования, вполне достаточно для очистки локального участка зоны перфорации и внедрения в стенки продуктивных каналов.

По команде с наземного пункта управления клапан закрывается, отсекая подачу рабочей смеси, после чего устройство перемещают к следующему участку зоны перфорации и проводят его обработку аналогично описанному выше и так до обработки всех зон.

После обработки зоны перфорации извлекают устройство из скважины.

В результате обработки по данному способу производительность скважины увеличилась в три раза.

Длительность ее эксплуатации между очисткой зоны увеличилась на 12 месяцев.

Практически аналогичные результаты были получены и при обработке зоны перфорации, степень зашламления которой незначительна, в основном, твердыми отложениями. В данном случае давление рабочей смеси на выходе из устройства составляло 40 МПа, а длительность воздействия - 0,2 сек.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для увеличения и восстановления дебита скважин, понизившегося в результате кольматации призабойной зоны скважины, а также долгопростаивавших скважин и скважин после бурения. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности очистки перфорированной зоны скважины от шламов и продления срока эксплуатации скважины. Сущность изобретения: по способу скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью. Обрабатывают рабочей смесью зону перфорации по ее наиболее насыщенным участкам с остановкой устройства напротив каждого из участков. Согласно изобретению в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия с содержанием азота 80%, а гелия - 20%. При этом обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 сек. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ обработки зоны перфорации пласта скважины, согласно которому скважину глушат и в зону перфорации опускают устройство, заправленное под избыточным давлением рабочей смесью, обрабатывают рабочей смесью зону перфорации по ее наиболее насыщенным участкам с остановкой устройства напротив каждого из участков, отличающийся тем, что в качестве рабочей смеси используют смесь азота и гелия с содержанием азота 80%, а гелия 20%, при этом обработку каждого участка осуществляют воздействием на него смеси под давлением 40-80 МПа в течение 0,1-0,2 с.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для глушения скважины используют жидкость ГФ-1К.