Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины Советский патент 1993 года по МПК E21B43/27 

s

w

Ё

Использование: в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения производительности добывающих скважин. Сущность изобретения: осуществляют 2-5 циклов прокачки через скважину пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 нм2 и водогазогидратную смесь в объеме 0,5-2 м3 на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м3 воды 5-150 нм3 газа, и непосредственно за этим пускают скважину в эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтегазодо- бывающей промышленности и может быть использовано для увеличения производительности добывающих скважин на нефте- газоконденсатных месторождениях.

Цель изобретения - повышение эффективности и снижение коррозионной и экологической опасности.

Указанная цель достигается за счет того, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем продавку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу,- осуществляют 2-5 циклов прокачки, через скважину пачек газа, затем, закачивают в пласт газ в объеме ТООО-2000 нм3 и водогазогидратную смесь в объеме 0,5-2 м3 на 1 м вскрытой толщины, при этом, водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м воды 50-150 нм газа и непосредственно за этим пускают скважину в работу.

В предлагаемом способе очистка призабойной зоны происходит в три этапа. Осуществление в предлагаемом способе 2-5 циклов порционной прокачки через скважину газа жидкостью преследует цель достичь первого этапа очистки призабойной зоны за счет циклического выноса мехпримесей интенсивными притоками жидкости из пласта в периоды больших депрессий давления, когда полость скважины последовательно заполняется порциями газа. Второй этап очистки реализуется в период последовательной закачки в пласт газа и водогэзогид- ратной смеси. Третий этап очистки начинается с пуска скважины в работу и заключается в том, что снижение при этом, забойного давления приводит к разложению в. пласте гидратной фазы на газ и воду. Закачанный газ и газ, выделившийся при разложении гидратов, устремляются в скважину и способствуют интенсивному выносу

мехпримесей из призабойной зоны. Требование пуска скважины непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазо- гидратной смеси объясняется тем, что водо- газогидрат не распространялся на значительную часть пласта, что снизило бы интенсивность разложения гидратной фазы и ослабило бы эффект выноса газом мехпримесей из призабойной зоны.

Комплексное взаимосвязанное воздействие трех факторов на процесс очистки призабойной зоны позволяет достичь высо- крй эффективности предлагаемого способа.

В предлагаемом способе в качестве рабочего агента, закачиваемого в пласт, используют малокоррозионноактивные и экологически относительно чистые воздух, углеводородный газ и воду. Это обуславливает снижение коррозионной и экологической опасности предлагаемого способа.

Таким образом, видим, что совокупность взаимосвязанных отличительных признаков предлагаемого способа позволяет достичь поставленной цели.

Способов обработки (очистки) приза- . бойной зоны добывающей скважины с совокупностью отличительных признаков, аналогичных отличительным признакам предлагаемого, не известно.

Учитывая новизну и достижение постав- ленной цели, отличительные признаки предлагаемого способа можно считать существенными.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

В затрубное пространство параллельно подключают агрегат для закачки воды (технологической жидкости, в качестве которого может быть использован, например, цементировочный агрегат ЦА-320 и компрессор. Если скважина находится в составе куста, на котором имеются действующие добывающие скважины с высоким газовым фактором давление в затрубном пространстве которых составляет 6-18 МПа, то газ этих скважин может быть использован вместо воздуха нагнетаемого в обрабатываемую скважину компрессором. Аналогично этому, если на кусте имеется действующая нагнетательная скважина, то ее подводящий водовод может быть соединен с затрубным пространством обрабатываемой скважины и в этом случае необходимость в использовании агрегата ЦА-320 отпадает.

Работу начинают с того, что технологическую жидкость, га находящуюся в стволе скважины, выдавливают через насосно-ком- прессорные трубы (НКТ) в емкость или амбар путем подачи газа в затрубное пространство скважины. В тот момент, когда вся технологическая жидкость выдавлена з полость скважины полностью заполнена газом, забойное давление достигает минимального значения. Создается наибольшая

депрессия давления на пласт. Пластовая жидкость интенсивно поступает в скважину, вынося с собой мехпримеси из призабойной зоны. Затем, газ в стволе скважины заменяют на воду или технологическую жидкость,

0 закачивая их при открытой трубной задвижке в затрубное пространство.

Описанную операцию последовательного заполнения полости ствола скважины газом и жидкостью повторяют 2-5 раз в

5 зависимости от того, насколько интенсивно изменяется от цикла к циклу приток-в скважину пластовой жидкости: если интенсивность притока от цикла к циклу изменяется незначительно, количество циклов снижают

0 и наоборот.

После последнего цикла заполнения полости ствола скважины газом трубную задвижку закрывают и через затрубное пространство осуществляют закачку в пласт

5 газа в обьеме 1000-200 нм3 на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта. По окончании операции закачки газа в пласт закачивают водогазогидратную смесь, которую образуют смещением.на устье скважины во0 ды с газом в пропорции на 1 м3 воды 5-150 нм газа. Водогазогидратную смесь закачивают в объеме 0,5-2 м на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта.

При закачке в пласт газа и водогазогид5 ратной смеси происходит срыв мехпримесей из пристеночной области скважины и перенос их в удаленные зоны пласта, где удельная на единицу порогового пространства концентрация их существенно умень0 шается.

Непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси скважину пускают в работу. При этом, происходит снижение забойного давления, что

5 приводит к разложению в пласте гидратной фазы на газ и воду. Закачанный и выделившийся при разложении гидратов газ устремляется в скважину и способствует интенсивному выносу мехпримесей из при0 забойной зоны. Пример.

Работоспособность и эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны добывающей скважины под5 твёрждается результатами следующих промысловых экспериментов, проведенных на скважинах производственного объединения Пурнефтегаз.

Скв. 817 Тарасовского месторождения окончена бурением 20.12.1989 г. Колонна

спрессована на 15,0 МПа и проперфориро- оанав интервалах 2978-2982; 2987-2993 и 996-3001 м. Таким образом, суммарная вскрытая толщина продуктивных пластов составила 15-м. При освоении был получен 5 нефонтанный приток нефти с дебитом до 5 т/сут при депрессии до 10,0 МПа.

Разведочная скважина 73 р, расположенная от скв. 617 на удалении около 1000 м, из тех же продуктивных пластов с знало- 10 гичными коллекторскими характеристиками работала на фонтанном режиме с ебитом 70 т/сут.

Учитывая малую дебитность скв. 817, было принято решение осуществить на ней 15 в июле 1990 г.; испытание предлагаемого способа по следующей схеме:

Учитывая, что скв. 817 не принимала идкость при давлении опрессовки, провеение на ней известных методов обработки 55 ризабойных зон было невозможным. По анным промысловых служб за счет дополительной добычи нефти, экономическая ффективность от внедрения предлагаемого способа на скв. 817 составила около 100,0 тыс. рублей в год.

Скв. 142 Комсомольского месторождения закончена бурением в январе 1990 г. Пласт чисто нефтяной. Вскрытая толщина 4,5 м. Скв. 142 до мая работала периодическим фонтинированием с суммарной добычей за период январь-май 1257 м. Таким образом, средний дебит скважины составил за указанный период около 8,4 т/сут. В конце июня 1990 г. на скв. 142 была проведена обработка призабойной зоны по предлагаемому способу. Скв. 142 разбурена на кусты № 9 одной из последних, испытание способа на ней проводили с использованием газа и воды соседних скважин.

Последовательность операций по испытанию предлагаемого способа на скв. 142 соответствовала последовательности операций на скв, 817.

На скв. 142 было проведено 6 циклов последовательной прокачки через ствол газа и жидкости. В продуктивный пласт было закачано 6700 нм3 газа и 7,65 м3 водогазогидратной смеси. В пересчете на № 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта это составило около 150 нм3 газа и 1,7 м3 водогазогидратной смеси.

После проведения испытаний предлага-- емого способа скв. 142 стала устойчиво фонтанировать с дебитом 22 т/сут.

Экономический эффект за счет дополнительной добычи нефти по скв. 142 составила около 50,0 тыс. рублей в год.

По предлагаемому способу, кроме скв. 817 и 142, были проведены также обработки призабойных зон на скв. 1600, 1160, 1380 и 631. На всех скважинах получены положи- тел ьн резул ьтаты.

Таким образом, видим, что предлагаемый способ отличается высокой эффективностью за счет использования неантагонистических к пластам и пластовым жидкостям, коррозионноактивных и экологически чистых компонентов, применение способа некритично к типу коллектора продуктивного пласта, коррозионно и экологически неопасно; внедрение способа не требует применения новых технических средств и технологических приемов.

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающей прода в ку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и снижения коррозионной и экологической опасности, осуществляют 2-5 циклов прокачки через скважину пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000

71800008 8

нм3 и водогазогйдратную смесь в объемепорции на 1 м3 воды 5-150 нм3 газа, и непос0,5-2 м3 на 1 М вскрытой толщины, при этомродственно за этим пускают скважину в раводогазогидрагную смесь образуют а про-боту.