Способ эксплуатации газоконденсатной скважины Российский патент 2025 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин, снижение которых происходит в результате выпадения углеводородного конденсата в призабойной зоне скважин.

Известен способ эксплуатации газоконденсатной скважины, реализуемый при эксплуатации соответствующего месторождения, включающий периодическую очистку призабойной зоны скважины от выпадающего углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата, выдержки скважины на период растворения конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, при этом в качестве растворителя углеводородного конденсата используют бинарную смесь с неограниченной взаимной растворимостью компонентов, в качестве бинарной смеси с неограниченной взаимной растворимостью компонентов используют смесь ацетона и метанола, или хлороформа и метанола, или хлороформа и анилина, или хлороформа и ацетона (патент RU 2245997, МПК Е21 В 43/22, опубл. 10.02.2005, Бюл. № 4).

Недостаток: этот способ требует остановки скважины для проведения работ по очистке призабойной зоны от углеводородного конденсата.

Известен способ эксплуатации нефтегазовой скважины, реализуемый в способе обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата, включающий при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, при этом сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-рассеиватель деминерализованной воды или пара, затем осуществляют продавку созданной смеси в пласт азотом. Кроме того, как вариант, к сверхкритическому флюиду диоксида углерода предварительно добавляют раствор поверхностно-активных веществ ПАВ или раствор соляной кислоты с 0,1-0,5 об.% ПАВ (патент RU 2787489, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 29.12.2023, Бюл. № 1).

Однако указанный способ также требует периодической остановки эксплуатационной скважины для реализации очистки призабойной зоны от высокомолекулярных углеводородов.

Наиболее близким к описываемому является способ эксплуатации скважины, реализуемый при разработке углеводородной залежи, включающий в процессе бурения скважины вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера ниже кровли пласта, непрерывную закачку стимулирующего реагента по колонне насосно-компрессорных труб через специальные устройства для обработки продуктивного пласта и одновременное получение углеводородов совместно со стимулирующим реагентом по затрубному пространству (патент RU 2324048 С2, МПК Е21 В 43/16, Е21 В 37/00, опубл. 10.05.2008, Бюл. № 13). Однако при реализации этого способа не оптимизируется глубина спуска пакера, не учитывается потребность закачки стимулирующего реагента на значительные расстояния от скважины.

Технической задачей описываемого способа является оптимизация места расположения пакера в интервале продуктивной залежи, а также обеспечение возможности подачи используемого стимулирующего реагента на необходимую глубину в призабойной зоне.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе эксплуатации газоконденсатной скважины, включающем оборудование в процессе ее сооружения обсадной колонной, вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине перед вводом ее в эксплуатацию на колонне насосно-компрессорных труб пакера ниже кровли продуктивного пласта, закачку с дневной поверхности в призабойную зону продуктивного пласта стимулирующего реагента и добычу углеводородов совместно со стимулирующим реагентом, закачку стимулирующего реагента проводят по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, добычу углеводородов совместно со стимулирующим реагентом проводят по колонне насосно-компрессорных труб, а место установки пакера определяют в результате оптимизации соотношения дебита скважины, соответствующего ему количества выпадающего конденсата в призабойной зоне и интервала продуктивного пласта для закачки необходимого количества стимулирующего реагента, кроме того, при эксплуатации газоконденсатной скважины с низкими фильтрационными параметрами продуктивного пласта сооружают в интервале между его кровлей и пакером радиальные каналы.

На чертежах представлена схема реализации описываемого способа, фиг. 1: 1 - газоконденсатная залежь, 2 - обсадная колонна, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - пакер, 5 - отверстия фильтра в обсадной колонне, 6 - линии тока пластового флюида в призабойной зоне залежи, 7 - движение продукции скважины по колонне насосно-компрессорных труб, 8 - линии тока закачиваемого стимулирующего реагента в затрубном пространстве и залежи; фиг. 2: дополнительно к аналогичным позициям на фиг. 1 показаны выполненные радиальные каналы - 9.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При эксплуатации скважин в процессе разработки газоконденсатных залежей в результате снижения начального пластового давления ниже давления начала конденсации из пластового газа выпадают жидкие углеводороды - конденсат. Это происходит в первую очередь в призабойной зоне эксплуатационных скважин из-за дополнительного снижения давления в зависимости от фильтрационных свойств продуктивных пластов залежи и назначаемого дебита скважины. Выпадающий конденсат снижает фильтрационные параметры призабойной зоны и, соответственно, дебит эксплуатационной скважины. Для очистки призабойной зоны от выпадающего конденсата предложено в эксплуатационной скважине, вскрывающей газоконденсатную залежь 1, оборудованной обсадной колонной 2, колонной насосно-компрессорных труб 3 с пакером 4, спускать пакер ниже кровли продуктивной залежи, а в интервал перфорации (5 - отверстия фильтра) между пакером и кровлей залежи проводить закачку через затрубное пространство в продуктивную залежь стимулирующего реагента, способного очищать призабойную зону от выпадающего конденсата. Место установки пакера, т.е. расстояние от кровли до места его установки (h₁, фиг. 1), определяется из решения оптимизационной задачи: определяется дебит скважины при значении интервала вскрытия пласта h₂ и соответствующее этому дебиту количество выпадающего конденсата в призабойной зоне, а по его значению и величине h₁ находятся необходимые параметры подачи используемого стимулирующего реагента - объем реагента, потребное забойное давление для закачки его в призабойную зону. При решении указанной оптимизационной задачи определяется минимальное значение h₁, позволяющее подавать необходимый объем реагента в призабойную зону при максимальном дебите скважины для принятых условий. Указанные параметры, определяемые при решении оптимизационной задачи, зависят от фильтрационных характеристик продуктивного пласта, его газоконденсатной характеристики и толщины, от выбранного реагента и оборудования, используемого для его закачки в продуктивный пласт. Т.е. для каждого продуктивного пласта находится свое решение по использованию описываемого технического решения.

С целью увеличения глубины подачи стимулирующего реагента в залежь, что особенно важно для повышения работоспособности описываемого способа при низких фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) продуктивной залежи и при значительных размерах зоны выпадения конденсата, в интервале подачи реагента сооружают радиальные боковые каналы 9 (фиг. 2). Бурение радиальных каналов широко используется в нефтегазовой промышленности (см., например, Д.В. Новокрещенных, А.В. Располов. Перспективы развития технологий радиального вскрытия пласта на месторождениях Пермского края. Нефтяное хозяйство, №3, 2014, с. 54-57).

Реализация изобретения заключается в оборудовании эксплуатационной скважины пакером, спускаемым в нее на насосно-компрессорных трубах после проведения работ по вторичному вскрытию продуктивной газоконденсатной залежи (перфорации обсадной эксплуатационной колонны). Пакер спускают ниже кровли продуктивной залежи на расстоянии h₁ после решения указанной выше оптимизационной задачи. На основании принятого технологического режима работы скважины (дебит скважины, депрессия на пласт) определяют количество выпадающего конденсата из пластового газа, что позволяет определять количество используемого стимулирующего реагента, который закачивают по затрубному пространству в продуктивную залежь выше пакера в процессе эксплуатации скважины. Стимулирующий реагент по мере поступления в продуктивный пласт смешивается с пластовым флюидом и поступает вместе с ним на забой скважины, очищая в процессе фильтрации призабойную зону от выпадающего конденсата. При низких фильтрационных параметрах продуктивного пласта для обеспечения закачки используемого стимулирующего агента на необходимую глубину в призабойную зону решается вопрос о сооружении радиальных каналов в интервале подачи реагента в продуктивную залежь.

Использование изобретения позволяет эксплуатировать газоконденсатные скважины с очисткой их призабойных зон от выпадающего конденсата на необходимую глубину, в том числе в коллекторах с низкопроницаемыми коллекторами, сохраняя тем самым их производительность.

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин, снижение которых происходит в результате выпадения углеводородного конденсата в призабойной зоне скважин. Газоконденсатную скважину в процессе ее сооружения оборудуют обсадной колонной, вскрывают продуктивный пласт, устанавливают в скважине перед вводом ее в эксплуатацию на колонне насосно-компрессорных труб пакер ниже кровли продуктивного пласта, закачивают с дневной поверхности в призабойную зону продуктивного пласта стимулирующий реагент и добывают углеводороды совместно со стимулирующим реагентом. При этом закачку стимулирующего реагента проводят по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, добычу углеводородов совместно со стимулирующим реагентом проводят по колонне насосно-компрессорных труб, а место установки пакера определяют в результате оптимизации соотношения дебита скважины, соответствующего ему количества выпадающего конденсата в призабойной зоне и величины интервала продуктивного пласта для закачки необходимого количества стимулирующего реагента. Кроме того, при эксплуатации газоконденсатной скважины с низкими фильтрационными параметрами продуктивного пласта сооружают в интервале между его кровлей и пакером радиальные каналы. Использование изобретения позволяет эксплуатировать газоконденсатные скважины с очисткой их призабойных зон от выпадающего конденсата на необходимую глубину, в том числе в коллекторах с низкопроницаемыми коллекторами, сохраняя тем самым их производительность. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ эксплуатации газоконденсатной скважины, включающий оборудование в процессе ее сооружения обсадной колонной, вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине перед вводом ее в эксплуатацию на колонне насосно-компрессорных труб пакера ниже кровли продуктивного пласта, закачку с дневной поверхности в призабойную зону продуктивного пласта стимулирующего реагента и добычу углеводородов совместно со стимулирующим реагентом, отличающийся тем, что закачку стимулирующего реагента проводят по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, добычу углеводородов совместно со стимулирующим реагентом проводят по колонне насосно-компрессорных труб, а место установки пакера определяют в результате оптимизации соотношения дебита скважины, соответствующего ему количества выпадающего конденсата в призабойной зоне и интервала продуктивного пласта для закачки необходимого количества стимулирующего реагента.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при эксплуатации газоконденсатной скважины с низкими фильтрационными параметрами продуктивного пласта сооружают в интервале между его кровлей и пакером радиальные каналы.