способ возбуждения скважины путем переменных давлений

Формула изобретения

Способ возбуждения скважины путем переменных давлений, включающий остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу по лифтовой колонне с понижением давления на устье до расчетной величины, определяемой сохранением необходимых характеристик пласта, и новую остановку с повторением цикла, отличающийся тем, что в призабойную зону газовой или газоконденсатной скважины после ее остановки в промежутке времени до восстановления давления закачивают в лифтовую колонну порцию жидкости в режиме, предотвращающем полное глушение скважины, затем периодически по достижении расчетного давления попеременно стравливают газ с трубного и затрубного пространства, начиная с последнего, до появления жидкости в потоке газа или до установления атмосферного давления, после чего останавливают скважину и, при необходимости, повторяют закачку жидкости и циклы выпуска газа.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения дебитов газовых и газоконденсатных скважин при химических обработках призабойной зоны пласта.

Известен способ возбуждения скважин путем переменных давлений на забое, создаваемых с помощью струйных аппаратов, спускаемых в ствол скважины на насосно-компрессорных трубах вместе с пакером или доставляемых либо потоком жидкости, либо с помощью каротажного кабеля. С помощью забойного комплекса оборудования, разработанного на базе струйных аппаратов, в нефтяных скважинах производят многократное мгновенное снижение давления на забое до гранично допустимого с таким же мгновенным его восстановлением. В качестве рабочей жидкости используют воду, обработанную хлористым кальцием, или дегазированну нефть. Воздействие на пласт рекомендуется производить в следующей последовательности: снижение и восстановление давление на пласт производят путем периодического включения в работу наземных насосных агрегатов на 10.15 мин и их отключения на 5.7 мин. Во время воздействия на призабойную зону замеряют количество поступающей жидкости. После достижения стабилизации притока из пласта создают один цикл давления для выноса механических примесей из подпакерной зоны продолжительностью 1.1,5 ч. Общими требованиями для всех применяемых типов струйных насосов является проверка герметичности разобщения затрубного пространства пакером путем создания давления в затрубном пространстве. Во всех компоновках струйных аппаратов предусмотрены опрессовочный и циркуляционный клапана, которые доставляют к месту их установки потоком жидкости [1,с. 9-33]

Недостатком известного способа является то, что для работы струйных аппаратов в действующих скважинах необходимо предварительно полностью глушить скважину рабочей жидкостью с определенными физико-химическими свойствами, которые, как правило, отличаются от свойств жидкости, находящейся в призабойной зоне скважины, что приводит к загрязнению пласта этой жидкостью. Особенно возможны осложнения, если режим многократных депрессий-репрессий совмещать с химическим воздействием на приствольную зону (кислотой либо поверхностно-активными веществами). Кроме того, способ невозможно использовать при выделении газа в призабойной зоне пласта, что практически исключает применение способа в газовых и газоконденсатных скважинах [1, с.29]

В качестве прототипа выбран способ возбуждения скважины путем создания переменных давлений на забое, который предусматривает закрытие скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье. После восстановления давления скважины пускают в работу уменьшением устьевого давления до допустимого (из соображений сохранения структуры пласта, недопущения интенсивной дегазации нефти в пласте и др.) и вновь закрывают. Такую циклическую обработку проводят в течение 3-4 сут [2, с. 299-301]

Недостатком известного способа является то, что давление на забое скважины, заполненной до устья жидкостью, невозможно снижать ниже гидростатического давления столба жидкости, поэтому циклическую обработку можно эффективно применять только в фонтанирующих нефтяных скважинах с высоким устьевым давлением. Темп восстановления и снижения давления на устье и в призабойной зоне пласта зависит от фильтрационных параметров в скрытых горных пород и вязкости жидкости, находящейся в пласте, что ограничивает частоту циклических возмущений, особенно при применении способа в скважинах, вскрывших слабопроницаемые горные породы.

Для расширения области применения и повышения интенсивности воздействия переменных давлений на призабойную зону газовых и газоконденсатных скважин в известном способе, включающем остановку скважин на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу по лифтовой колонне с понижением давления на устье до расчетной величины, определяемой сохранением необходимых характеристик пласта, и новую остановку с повторением цикла, в призабойную зону газовой или газоконденсатной скважины после ее остановки в промежутке времени до восстановления давления закачивают в лифтовую колонну порцию жидкости в режиме, предотвращающем полное глушение скважины, а затем периодически по достижении расчетного давления попеременно стравливают газ с трубного и затрубного пространства, начиная с последнего, до появления жидкости в потоке газа или до установления атмосферного давления, после чего останавливают скважину и, при необходимости, повторяют закачку жидкости и циклы выпуска газа.

При закачке в лифтовую колонну газовой скважины жидкости в режиме, предотвращающем полное глушение скважины, происходит фильтрация жидкости по отдельным поровым каналам в приствольную часть пласта и дополнительное сжатие газа в затрубном пространстве гидростатическим давлением закачиваемой жидкости.

В результате выпуска газа из затрубного пространства и перетока жидкости из трубного пространства в затрубное, давление жидкости на забое резко снижается, и в призабойной зоне пласта создается депрессия определенной величины. Так как часть поровых каналов в призабойной зоне благодаря неполному глушению скважины остается насыщенной газом, то в ствол скважины вместе с жидкостью прорывается газ. Небольшая скорость движения пузырьков газа в жидкости на относительно большие расстояния по стволу скважины способствуют возникновению давления газа в трубном и затрубном пространстве закрытой скважины, только в призабойной зоне постепенно увеличивается процесс фильтрации жидкости в пласт.

Повторный выпуск газа из трубного пространства опять приведет к возникновению депрессии в призабойной зоне скважины.

Периодические выпуски газа из трубного и затрубного пространства после достижения расчетного давления на устье скважины позволяют в два и более раза ускорить процесс циклических снижений давления на забое по сравнению с прототипом. Это связано с тем, что при выпуске газа, например из трубного пространства, не прекращается накопление газ в затрубной части скважины. Поэтому после выпуска газа и закрытия трубного пространства, если зарегистрировано расчетное давление газа в затрубном пространстве, приступают к выпуску газа из затрубья. Такая же картина накопления газа в трубах наблюдается при выпуске газа из затрубья.

Первичный выпуск газа из затрубного пространства только после закачки жидкости в лифтовые трубы, позволяет в определенной степени регулировать величину начальной депрессии на пласт. Величина этой депрессии зависит от конструкции и глубины скважины, а также устьевого давления газа перед закачкой жидкости.

С целью уменьшения репрессии на пласт при закачке жидкости и увеличения депрессии в процессе циклических выпусков газа на устье, в скважинах с низким текущим пластовым давлением можно использовать жидкости пониженной плотности, аэрированные жидкости или трубное пространство в скважине не полностью заполняют жидкостью перед циклической обработкой.

При закачке жидкости в трубное пространство лифтовой колонны забойное гидростатическое давление жидкости в трубном пространстве на уровне башмака лифтовой колонны устанавливается выше давления газа в затрубном пространстве, и часть жидкости поднимается в затрубное пространство, пока не сравняются забойные давления в трубной и затрубной частях. Величина забойного давления и высота подъема жидкости в затрубном пространстве определяются следующими соотношениями

P_заб.г Р_уст.г+Hgq₂;

P_заб.ж P_затр.г+ H₁gq_ср+H₂ gq_ж;

P_{1 ср}.U₁ P_{2 ср}.U₂;

Если не учитывать влияние объема жидкости в затрубном пространстве на изменение давления газа, то среднее давление газа в затрубье после закачки жидкости можно определить по формуле:

P_2ср. P_1ср.+(Р_заб.ж-P_заб.г);

P_1ст.H P_{2 ср.}H₁;

При условии, что площадь кольцевого пространства затрубья по стволу скважине не изменяется.

H₂ H H₁

где P_заб.г забойное давление газа на уровне башмака лифтовой колонны перед закачкой жидкости, Па;

P_уст.г устьевое давление газа в трубном и затрубном пространстве скважины перед закачкой жидкости в скважину, Па;

P_заб.ж забойной гидростатическое давление после заполнения трубного пространства от устья до башмака жидкостью, Па;

H глубина спуска лифтовой колонны, м;

P_затр.г устьевое давление газа в затрубном пространстве после установления равновесного состояния жидкости в трубном и затрубном пространствах скважины, Па;

P_1ср. среднее давление газа в трубном пространстве перед закачкой жидкости, Па;

P_2ср. среднее давление газа в затрубном пространстве после закачки жидкости в скважину, Па;

H₁ интервал заполнения затрубного пространства газом после закачки жидкости, м;

H₂ интервал заполнения затрубного пространства жидкостью, м;

U₁ объем затрубного пространства от устья до башмака лифтовой колонны, м³;

U₂ объем затрубного пространства, заполненный газом, после закачки жидкости в скважину, м³;

g ускорение свободного падения, м/с²;

q₂ средняя плотность газа в стволе скважины перед закачкой жидкости, кг/м³;

q_ж плотность закачиваемой в скважину жидкости, кг/м³;

q_ср. средняя плотность газа в затрубном пространстве после закачки жидкости в ствол скважины, кг/м³.

Например: В скважине N 5326 Уренгойского месторождения необходимо произвести химическую обработку призабойной зоны жидкостью плотностью 1050 кг/м³.

Конструкция и техническое состояние скважины следующее:

1. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 3100 м.

2. Искусственный забой на глубине 3070 м.

3. Интервалы перфорации: 2667-2683 м, 2691-2704 м, 2710-2715 м, 2719-2737 м, 2745-2747 м.

4. Лифтовая колонна диаметром 114 мм спущена в интервале 0-2649 м, колонна диаметром 89 мм спущена в интервале 2649-2699.

5. Объем трубного пространства: V_тр 21,1 м³. Объем затрубного простра; V_затр 17,8 м³.

6. Устьевые и забойное давление в скважине перед обработкой: P_уст.г 16,9 МПа, P_заб.г 21,4 МПа.

Среднее давление в трубном пространстве перед закачкой жидкости в скважину: P_ср. 19,1 МПа.

После закачки в скважину более 21,1 м³ рабочей жидкости плотностью 1050 кг/м³ произойдет полное заполнение трубного пространства жидкостью и гидростатическое давление на уровне башмака лифтовой колонны составит: P_заб.ж 27,8 МПа. Среднее давление газа в затрубном пространстве установится на уровне: P_2ср. P_1ср. + (P_заб.ж + P_заб.г) 25,5 МПа.

Высоту подъема жидкости в затрубном пространстве определяем по формуле:



H₂ H H₁ 677,4 м.

Для заполнения затрубного пространства на 677,4 м и насыщения жидкостью вскрытых в интервале перфорации горных пород при средней пористости 0,15 в радиусе 0,75 м необходимо кроме 21,1 м³ закачать еще в трубное пространство соответственно 4,8 м³ и 25,5 м³ рабочей жидкости.

Если после закачки жидкости закрыть трубное пространство и произвести выпуск газа с затрубного пространства, то через определенное время установится общий уровень жидкости в трубном и затрубном пространстве скважины.

Высоту уровня жидкости в скважине от башмака лифтовой колонны можно определить по формуле:



где V_общ. суммарный объем рабочей жидкости в трубном и затрубном пространстве перед открытием затрубного пространства, м³;

S_тр., S_затр. площадь трубного и затрубного пространства скважины, м².

Для скважины N 5326 высота уровня жидкости в скважине составит в данном случае: H 1771,5 м.

Забойное гидростатическое давление на уровне башмака лифтовой колонны составит: P_{заб.тек.} 12,05 МПа.

Таким образом, после выпуска всего газа из верхней части затрубного пространства на призабойную зону создается депрессия величиной: P_д 21,4 12,05 9,35 МПа.

После закрытия скважины и накопления газа в верхней части трубного и затрубного пространства производят поочередное открытие трубного и затрубного пространства, создавая, таким образом, циклические депрессии на призабойную зону вскрытого пласта.

Преимущество предлагаемого способа заключается в том, что исключается операция полного глушения газовой скважины перед циклическим воздействием на призабойную зону, а применение в качестве рабочей жидкости только растворов с определенными заданными свойствами исключает дополнительное загрязнение пласта и процесс освоения происходит быстро, без осложнений. Таким образом снижаются материальные затраты на проведение работ и сокращается период работ по интенсификации добычи, что повышает коэффициент эксплуатации скважин.