способ освоения скважин

Формула изобретения

1. Способ освоения скважин, включающий замену жидкости в стволе скважины, создание репрессии на пласт путем закачки высокостабильной пены, газообразного агента и блокирующей жидкости, отличающийся тем, что после блокирующей жидкости закачивают пенообразующий раствор с газообразным агентом, с последующей заменой его на газообразный агент с восстановлением циркуляции до получения стабильного притока флюида из пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве пенообразующего раствора в скважину закачивают состав, содержащий ПАВ-ОП-7, ОП-10, дегидратор СаСl₂, структурообразователь алкилдиметиламин, стабилизатор-КССБ и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Поверхностно-активное вещество (ОП-7, ОП-10) 0,5 1,0

Дегидратор (СаСl₂) 6,0 10,0

Структурообразователь (алкилдиметиламин) 0,3 0,8

Стабилизатор (КССБ) 4,0 5,0

Вода пресная Остальноеи

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам освоения скважин, эксплуатирующихся в условиях неоднородного по проницаемости пласта с низким пластовым давлением.

Известен способ освоения скважины, включающий замену жидкости заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), создание репрессии на пласт путем закачки обрабатывающего раствора, вызов притока из пласта и последующую отдувку скважины (А.с. СССР N 853092, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 1979).

Однако известный способ неэффективен при низком пластовом давлении и большом содержании жидкости в призабойной зоне пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения скважин, включающий замену жидкости заполняющей скважину на раствор ПАВ, последовательную закачку в пласт метанола, раствора ПАВ и газа с последующим вызовом притока из пласта и отдувкой скважины (А.с. N 1030539, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 23.07.83.).

Данный способ малоэффективен в скважинах с аномально низким пластовым давлением, высокой поглощающей способностью пласта, большим содержанием жидкости в нем, а также когда подвеска НКТ находится ниже верхних отверстий перфорации. При освоении скважин в этих условиях циркуляция газа в стволах не достигается, т.к. газ при закачке например в межтрубное пространство поглощается пластом, а колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) при вызове притока из пласта до статического уровня заполняется жидкостью из интервалов пласта, расположенных ниже башмака НКТ. Кроме того, метанол закачиваемый в пласт является пеногасителем, а закачиваемый газ после раствора ПАВ не соединяется с пластовым газом из-за большого содержания жидкости в пласте.

Задачей изобретения является повышение эффективности освоения скважин с аномально низким пластовым давлением, высокой поглощающей способностью пласта, большим содержанием жидкости в нем при подвеске насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже верхних отверстий перфорации.

Поставленная задача достигается тем, что согласно способу освоения скважин осуществляют замену жидкости в стволе скважины на раствор ПАВ, созданиют репрессии на пласт путем последовательной закачки в пласт газообразного агента в радиусе депрессионной воронки, блокирующего раствора и пенообразующего состава с газообразным агентом, с последующей заменой пены в стволе скважины на газообразный агент при восстановлении циркуляции до получения стабильного притока флюида из пласта, причем в качестве пенообразующего состава используют пенообразующий раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Поверхностно-активное вещество (ОП-7, ОП-10) 0,3 2,0

Дегидратор (CaCl₂) 6,0 10,0

Структурообразователь (окись алкилдиметиламина) 0,2 1,0

Стабилизатор (КССБ) 4,0 5,0

Вода остальное

Существенными отличиями заявленного технического решения является то, что репрессию на пласт создают путем последовательной закачки в пласт газообразного агента, в радиусе депрессионной воронки, блокирующего раствора, раствора поверхностно-активного вещества с газообразным агентом с последующей заменой пены в стволе скважины на газообразный агент при восстановлении циркуляции до получения стабильного притока флюида из пласта, причем в качестве пенообразующего состава используют пенообразующий раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Поверхностно-активное вещество (ОП-7, ОП-10) 0,3 2,0

Дегидратор (CaCl₂) 6,0 10,0

Структурообразователь (окись алкилдиметиламина) 0,2 1,0

Стабилизатор (КССБ) 4,0 5,0

Вода (остальное) остальное

Вышеперечисленные существенные отличия являются новыми и неизвестны нам из технической и патентной литературы. Использование существенных отличительных признаков позволяет в совокупности с известными повысить эффективность освоения скважин.

Следовательно, заявленное изобретение имеет изобретательский уровень, так как является неочевидным для среднего специалиста нашей отрасли.

Заявленное техническое решение является промышленно применимым, так как не требует применения специального оборудования.

В настоящее время изобретение готовят к использованию на Вуктыльском газоконденсатном месторождении.

Сущность заявленного технического решения заключается в замене жидкости заполняющей скважину на раствор ПАВ, создание репрессии на пласт путем закачки растворов и вызова притока из пласта. При этом репрессию на пласт создают путем последовательной закачки в пласт газообразного агента, блокирующего раствора и раствора ПАВ с газообразным агентом, с последующим вызовом притока из пласта путем замены пенообразующего раствора газообразным агентом с постоянной циркуляцией его в стволе скважины.

В сравнении с прототипом (A.с. N 1030539, Е 21 В 43/25, опубл. 23.07.83) заявленный способ обеспечивает регулирование притока жидкости из пласта, а также газодинамическую связь ствола скважины с пластом, что существенно облегчает освоение скважины с последующей циркуляцией пены повышенной стабильности. При освоении по способу-прототипу при создании депрессии на пласт в скважину поступает только жидкость, которая заполняет ствол до статического уровня и скважина не осваивается из-за отсутствия циркуляции агентов.

За аналог пенообразующего состава принят состав (см. Васильев В.К. и др. Поверхностно-активные вещества для образования пен, используемые в нефтегазодобыче. М. ВНИИОЭНГ, обзор 1976, с.26 30), который содержит ПАВ, хлористый кальций и воду. Прототипом является пенообразующий раствор для ограничения водопритока в скважину, включающий ПАВ, хлористый кальций, углеводород и воду (А.с. N 933962, E 21 B 43/22, опубл. 7.06.1982).

Указанные пенообразующие растворы имеют более низкую стабильность пены по сравнению с предлагаемым пенообразующим раствором в заявленном нами изобретении (см. акт. лабораторных испытаний) (табл.1). Существенными отличиями заявленного нами пенообразующего состава в сравнении с прототипом являются наличие структурообразователя, мас. 0,2 1,0 и стабилизатора КССБ, мас. 4,0 5,0 и естественно новое соотношение компонентов.

Вышеуказанные отличия позволяют сделать вывод, что изобретение является новым, имеет изобретательский уровень и промышленно применимо.

Предлагаемый способ освоения скважин осуществляется следующим образом

В насосно-компрессорные трубы (НКТ) или в затрубное пространство в зависимости от принятой схемы освоения закачивают газообразный агент (газ или воздух), который оттесняет находящуюся в стволе скважины и призабойной зоне пласта жидкость и за счет более высокой фильтруемости в пласте эта жидкость соединяется с пластовым газом. Затем с целью уменьшения поглощающей способности трещиновато-пористого пласта, восстановления циркуляции и уменьшения на определенный период освоения притока жидкости из пласта при создании депрессии в пласт закачивают блокирующий раствор. В качестве блокирующего раствора используется, например, обратная эмульсия следующего состава, вес. дизтопливо или конденсат 15 20, эмультал 3 4, мел 10 20, вода остальное (см. Орлов Г. А. Кеприс М.Ш. и др. Использование обратных эмульсий при добыче нефти. М. ВНИИОЭНГ, Обзорная информация. Сер. Нефтепр. дело, 1986, с.13).

В процессе освоения скважины при создании депрессии на пласт блокирующий раствор выносится из пласта и обеспечивает восстановление его коллекторских свойств на 98 100%

После закачки блокирующего раствора в скважину закачивают пенообразующий раствор с газообразным агентом, например газом или воздухом. При этом в зависимости от принятой схемы освоения: кольцевой или центральной открывают соответственно на факел насосно-компрессорные трубы (НКТ) или затрубное пространство и восстанавливают циркуляцию пены в стволе скважины. В условиях аномально-низкого (менее 20% от гидростатического) пластового давления и высокой поглощающей способности трещиновато-пористого пласта большой толщины (несколько сотен метров) восстановление циркуляции пенообразующим раствором или газом осуществить невозможно без закачки блокирующего раствора, т.к. растворы и газ поглощаются пластом в неограниченном объеме.

При восстановлении циркуляции пенообразующим раствором с газообразным агентом некоторый объем раствора поглощается и за счет структурных свойств пены также временно блокирует поглощающие интервалы пласта. При отработке скважины на факел на газлифте или эрлифте постепенно уменьшается закачка пенообразующего раствора при увеличении степени аэрации пены с последующим восстановлением циркуляции газообразным агентом до получения стабильного притока флюида из пласта.

Пример.

Предлагается освоить газовую скважину после проведения ремонтных работ. Текущая характеристика скважин следующая:

искусственный забой 3400 м,

пластовое давление 4,2 МПа,

интервал перфорации 3040 3360 м,

эксплуатационная колонна 168 мм спущена на глубину 3380 м,

насосно-компрессорные трубы 88,9 мм спущены на глубину 3210 м.

В процессе проведения ремонтных работ в пласт закачано 560 м³ жидкости. Уровень жидкости в стволе скважин находится на глубине 2680 м.

Ранее на этой скважине проводилось освоение по а.с. N 1030539. При вызове притока из пласта циркуляция не восстанавливалась, т.к. НКТ заполнялись жидкостью, а закачиваемый газ поглощался пластом выше башмака НКТ (3060 3082 м) в неограниченном объеме без падения давления на устье.

Таким образом в НКТ столб жидкости поднялся до статического уровня, депрессию на пласт создать не удалось и скважина на освоилась.

Предлагается освоение скважины произвести следующим образом.

Приготавливают блокирующий раствор в объеме 3 м³, состоящий из 600 л дизтоплива, 40 л эмультала, 300 кг мела и 2320 л воды. Аналогичным образом готовят пенообразующий раствор, состоящий из 300 л ОП-10, 3000 кг хлористого кальция, 2000 кг КССБ, 250 л окиси алкилдиметиламинов и 46820 л воды. Причем раствор КССБ готовят отдельно путем растворения его в 10000 л воды, а затем перемешивают с раствором, включающим остальные компоненты.

Затем производят закачку, например, в НКТ газообразного агента в объеме, соответствующем радиусу депрессионной воронки в пласте, ориентировочно 60000 м³. После газообразного агента закачивают последовательно блокирующий и пенообразующий растворы. После заполнения ствола скважины пеной производят восстановление циркуляции пены с последующей заменой ее газом. Закачка блокирующего раствора снижает поглощение пены пластом, обеспечивает восстановление циркуляции и регулирует интенсивность притока жидкости из пласта при освоении скважины.

Закачка газообразного агента позволяет разгазировать ранее закачанную жидкость и обеспечивает газодинамическую связь с пластом. После восстановления циркуляции производят продувку скважины на факел до стабильного притока флюида из пласта.

С целью определения эффективности освоения скважины в лаборатории эксплуатации и капитального ремонта скважин были проведены лабораторные испытания (см. акт лабораторных испытаний).

Как показали лабораторные испытания, заявленный способ обеспечивает необходимую скорость циркуляции пены и газообразного агента и в целом позволяет при данной последовательности закачки растворов и газообразного агента проводить успешное освоение скважин с аномально низким пластовым давлением и интенсивным притоком жидкости из пласта.

Испытания проводились следующим образом.

Готовились пенообразующий раствор в следующей последовательности. Воду делят на две равные порции. В одной растворяют хлористый кальций, а в другой порции воды растворяют последовательно при перемешивании КССБ, ОП-10 и окись алкилдиметиламина). Затем оба раствора перемешиваются.

Затем блокирующий раствор в следующей последовательности: конденсат перемешивают с эмультатом, затем с водой до получения стабильной эмульсии, в которую вводят мел в качестве наполнителя, и замеряют их параметры.

Для определения оптимальных соотношений компонентов пенообразующего раствора проведены опыты согласно примерам.

Пример 1. Для стабилизации пенообразующего раствора используют состав, мас.

Поверхностно-активное вещество, ОП-10 0,2

Дегидратор (СaCl₂) 5,0

Cтруктурообразователь (окись алкилдиметиламина) 0,2

Стабилизатор (КССБ) 3,0

Вода остальное

Техническая характеристика ОП-7, ОП-10 и КССБ приведена в приложении.

Пример 2. Для стабилизации пенной системы используют состав, мас.

Поверхностно-активное вещество, ОП-10 0,5

Дегидратор (CaCl₂) 6,0

Структурообразователь (окись алкилдиметиламина) 0,3

Стабилизатор (КССБ) 4,0

Вода остальное

Технология приготовления состава согласно примеру 1.

Пример 3. Для стабилизации пенной системы используют состав, мас.

Поверхностно-активное вещество (ОП-N 10) 1,0

Дегидратор (CaCl₂) 8,0

Структурообразователь (окись алкилдиметиламина) 0,8

Стабилизатор (КССБ) 5,0

Вода остальное

Технология приготовления состава согласно примеру 1.

Пример 4. Для стабилизации пенной системы используют состав, мас.

Поверхностно-активное вещество 2,0

Дегидратор (CaCl₂) 10,0

Структурообразователь (окись алкилдиметиламина) 1,0

Cтабилизатор (КССБ) 5,0

Вода остальное

Технология приготовления состава согласно примеру 1.

Hаилучшие результаты мы получаем в примерах 2 и 3, т.е. оптимальное соотношение компонентов, при котором получается наибольший эффект.

Предлагаемый способ освоения скважин обладает существенными преимуществами по сравнению с ранее используемыми способами освоения cкважин, а именно: позволяет осваивать скважины при низком пластовом давлении с большим количеством жидкости и подвеской НКТ ниже верхних отверстий перфорации.