Способ восстановления производительности добывающих скважин Советский патент 1993 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к восстановлению производительности преимущественно механизированных добывающих скважин, вскрывших продуктивные пласты толщиной до 10 м и проницаемостью до 3 х 10 мм2 (300 мД), при соотношении вязкостен нефти и воды в пластовых условиях более одного и наличии воды в продукции скважины.

Цель изобретения - повышение эффективности способа восстановления произво- дительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты малой толщины.

Цель достигается за счет того, что в способе восстановления производительности добывающих скважин, включающем создание репрессии на пласт и закачку рабочего агента, после создания репрессии и закачки

рабочего агента осуществляют выдержку, причем значение минимальной репрессии на пласт определяют из выражения

А Р(к) 16,4 - 9 х 107 к + 1,35 х 1014 к2, где к - проницаемость пласта, мм2; АР- репрессия на пласт, МПа.

На чертеже приведен график зависимо с.ти минимальной репрессии давления АР на пласт, равной давлению страгивания капиллярной воды, от проницаемости пласта к. ..- . ,;.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Для скважины, находившейся в простое 3-5 и более суток и не дающей после ее пуска в эксплуатацию притока нефти, по промыслово-геологическим документам определяют его толщину и проницаемость, а.: также соотношение вязкостей нефти и воды

09 О

чэ о

ся

и обводненность продукции. Если толщина пласта не превышает 10м, а проницаемость меньше 3 х мм2 (300 мД) и при этом соотношение вязкостен нефти и воды в пластовых условиях составляет более единицы, то при наличии воды в продукции скважины по графику, приведенному на фиг.1, или по аппроксимирующей его зависимости вида

Д Р(к) 16,4 - 9 х 107 к + 1,35 х 1014 м2 к2 (1) определяют в функции от проницаемости пласта к (мм2) значение минимальной репрессии на пласт

.ДР Рэа6-Рпл, (2)

где Рзаб, Рпл - забойное и пластовое давления, МПа. ,

Зависимость, график которой приведен на чертеже, получена из серии лабораторных экспериментов по вытеснению углеводородной жидкости, вязкостью 2 МПа С, водой, вязкостью 1 МПа- с, т.е. в экспериментах имело место соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов, равное 2. В большинстве реальных случаев соотношение вязкостей нефти (вытесняемого агента) и воды (вытесняющего агента) больше 2; для этих случаев графики зависимостей А Р(к) будут лежать выше кривой, приведенной на чертеже. Учитывая это, зна- чение репрессии Л Р, определенное по кривой, или по аппроксимирующей ее формуле (1), назвали минимальным.

Зная из промысловых данных Рпл, из (2) определяют, что забойное давление, обеспечивающее значение минимальной ре- прессии, равно Рзаб ДР + Рпл,(3) Зная забойное давление на начало произ- водства работ Р3аб, о текущем значении за- бойного давления в скважине судят из равенства „

Рэаб в Рзаб + Руст,(4) где Руст-давление на устье скважины, МПа.

В то же время, учитывая, что забойное давление на начало производства работ в оставленной скважине практически равно пластовому, из (4) имеем, что

Рзаб Руст + Рпл,(5) Из (3) и (5) следует, что

Руст ДР.(6) Равенство (6) говорит о том, что о минимальной и текущей репрессии на пласт можно Судит по значению устьевого давления.

Через затрубную задвижку к устью скважины подключают насосный агрегат или компрессор. В случае подключения насосного агрегата на линии, соединяющей его с устьем скважины, устанавливают устройство измерения расхода и манометр.

Всас насосного агрегата соединяют с рабочим агентом и начинают его закачку в скважину. Закачку рабочего агента производят до тех пор, пока давление на устье скважины, регистрируемое по манометру в линии подключения насосного агрегата, не достигнет значения минимальной репрессии на пласт. После этого закачку прекращают и следят за темпом снижения устьевого давления.

Если давление на устье скважины снижается медленнее, чем ожидаемое, то цикл повторяется пока не будет достигнут про; рыв блокады капиллярной воды в приствольной части. Из того факта, что скважина стала принимать рабочий агент, делают вывод, что она при вводе в эксплуатацию может начать давать приток нефти. За все время производства работ по закачке рабочего агента в пласт, закачку производят при расходе от 0,5 до 3 м3/ч. Столь низкий темп закачки рабочего агента объясняется тем, что при высоких скоростях закачки давление в скважине быстро

возрастает до недопустимо, больших значений, что может привести к порыву насосно- компрессорной и обсадной колонн.

При подключении на устье скважины компрессора закачку рабочего агента в

пласт, в качестве которого в этом случае служит содержащаяся в скважине жидкость, производят под действием силы давления сжатого газа, подаваемого в устьевую часть скважины..

Вместо Сжатого газа с выхода компрессора может быть использован попутный газ соседних скважин с высоким устьевым давлением. При конкретной реализации способа в качестве подаваемого в скважину

насосной установкой рабочего агента применяют техническую воду.

Работоспособность и эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами следующих промысловых экспериментов.

Скв. 151 девятого куста Комсомольского месторождения НГДУ Барсуковнефть ПО Пурнефтегаз осваивали фонтанным способом в течение более одного месяца. При

этом был получен приток нефти 50 м3/сут при динамическом уровне 980 м. Анализ промысловых данных показал, что с кв. 151 должна была бы устойчиво работать фонтанным способом. Однако устойчивого Фон- танирования скважины достигнуто не было из-за того, что в достаточной степени не был преодолен барьерный слой капиллярной во- ды. Было принято решение спустить в скв. 151 ЭЦН-50 на глубину 1400 м. По резуль тэтам освоения скважины фонтанным способом ЭЦН-50 должен был бы работать ус- тбйчиво, имея выше приема насоса 420 м столба жидкости. Однако при выводе на режим ЭЦН-50 срывал подачу жидкости. Это означает, что приток жидкости из пласта в объеме 50 м3/сут достигнут не был из-за того, что при переводе с фонтанного способа эксплуатации на механизированный в процессе глушения скважины призабойная зона пласта была дополнительно ухудшена за счет роста барьерного слоя капиллярной воды. Чтобы восстановить производительность скв. 151 на ней осуществили мероприятия по предлагаемому способу.

Убедились, что скв. 151 отвечает требованиям, предъявляемым к скважинам для внедрения способа: продуктивный пласт менее 10 м толщиной; проницаемость 1,7 х х 10 см (170 Мд); соотношение вязкостей нефти и воды более единицы, а продукция скважины обводнена.

По формуле (1) определили, что минимальное значение репрессии на пласт при проницаемости 1,7 х мм2 составляет около 5,0 МПа, т.е. определили, что закачку рабочего агента в пласт следует производить, начиная с давления на устье скважины, равного 5,0 МПа.

По промысловым данным определили, что скв.151 была спрессована давлением 12,0 МПа. Это означает, что закачку рабочего агента в пласт можно было производить до давления на устье скважины, равного 12,0 МПа.

Обеспечили закачку в пласт скважин- ной жидкости с расходом около 1 м /ч. Такой темп закачки скважинкой жидкости в пласт был обеспечен подачей газа из за- трубного пространства соседней скв.324.

Закачку скважинкой жидкости в пласт производили в течение 6 ч, т.е. в пласт было закачано около, 6 м3 жидкости.

После осуществления указанных мероприятий ЭЦН-50 начал устойчиво работать с дебитом 50 м /сут, при динамическом уровне около 600 м от устья.

Из-за отсутствия устойчивого фонтани- рования скв.631 одиннадцатого куста Комсомольского месторождения НГДУ

Барсуковнефть ПО Пурнефтегаз было решено перевести на механизированную добычу с помощью ЭЦН. Перед переводом на ЭЦН на скв. 631 было решено провести ис- 5 пытания предлагаемого метода. Для этого убедились, что скв. 631 отвечает требованиям, предъявляемым к скважинам для внедрения способа. При проницаемости пласта около 2,1 х мм2 по формуле (1) опреде0 лили, что минимальная репрессия на пласт (минимальное значение устьевого давления) составляет около 3,45 МПа; максимальное устьевое давление (давление опрессовки скважины) приняли равным 12,0

5 МПа. Обеспечили закачку в пласт скважин- ной жидкости с расходом около 1,5 м3/ч, используя для этого затрубный газ соседней по кусту скв. 335.

Закачку скважинкой жидкости осущест0 вляли в течение 8 ч. После этого скв. 631 перешла на устойчивое фонтанирование и необходимость перевода ее на ЭЦН отпала. Ф о р м у.л а и зо б рет е н и я

1. Способ восстановления производи5 тельности добывающих скважин, включающий создание репрессии на пласт и закачку . рабочего агента, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа восстановления производительно0 сти добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты с малой толщиной, после создания репрессии на пласт и закачки рабочего агента осуществляют выдержку, причем значение минимальной репрессии

5 на пласт определяют из выражения

А Р(к) 16,4 - 9 х Ю7 к + 1,35 х Ю14 к2 где к - проницаемость пласта, мм2;

А Р(к) - репрессия на пласт, МПа, а максимальное значение репрессии огра0 ничивают допустимым рабочим давлением скважинного оборудования, при этом закачку рабочего агента ведут с расходом от 0,5 до 3,0м /ч.

2. Способ по п. 1 /отличающийся 5 тем, что операции создания репрессии на пласт, закачки рабочего агента и выдержки циклически повторяют.

uP.JtSffa

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к восстановле нию производительности преимущественно механизированных добывающих скважин, вскрывших пласты толщиной до 10м и проницаемостью до 3 х 10 мм , при соотношении вязкостей нефти и воды в пластовых условиях более одного и наличии воды в продукции скважины. Цель-повышение эффективности способа восстановления производительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты с малой толщиной. Для этого циклически создают репрессию на пласт, причем минимальное значение репрессии определяют из выражения Р(к) 16.4 - 9 х 107 к + +1,35 х 10 к2, где к - проницаемость пласта, мм2; АР- репрессия на пласт, МПа, а максимальное значение репрессии ограничивают давлением опрессовки, при этом закачку рабочего агента ведут с расходом от 0,5 до 3,0 м3/ч. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. & ш С

110

-j

2-fO 7 Z40

-r

/C/V/V