способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины

Формула изобретения

Способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины, вскрывшей высокопроницаемые и низкопроницаемые продуктивные пласты и оснащенной обсадной и насосно-компрессорной колоннами, включающий промывку ствола скважины и закачку в нее жидкости-теплоносителя, отличающийся тем, что затрубное пространство скважины заполняют пеной с кратностью газа к жидкости от 2 до 100, после чего по насосно-компрессорной колонне в скважину закачивают жидкость-теплоноситель в объеме от 0,5 до 1 объема пор призабойной зоны высокопроницаемого пласта в радиусе до 10 м при одновременной подкачке пены в затрубное пространство со скоростью, равной или превосходящей скорость разрушения пены в объеме кольцевого пространства от устья до забоя, останавливают закачку теплоносителя и подкачку пены на 12-72 ч и после выравнивания температуры в неоднородностях высокопроницаемого пласта закачивают в него оторочку пены при давлении, не превышающем прочности обсадной колонны, затем в низкопроницаемые пласты закачивают жидкость-теплоноситель при подкачке пены в затрубное пространство, после чего перед пуском в эксплуатацию скважину оставляют в покое на 2-10 суток.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области скважинной добычи углеводородного сырья и может быть использовано при тепловой обработке призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин. С наибольшим успехом этот способ может быть применен на скважинах, пробуренных на неоднородных многопластовых месторождениях, содержащих высоковязкие нефти и битумы.

Эксплуатация месторождений, запасы которых представлены высоковязкими нефтями и нефтяными битумами связана с серьезными проблемами.

Первой проблемой являются малые дебиты скважин при высокой концентрации запасов. Высокая вязкость нефти вызывает высокие гидравлические сопротивления притоку нефти в призабойную зону. При прочих равных условиях величина притока нефти в скважину обратно пропорциональна вязкости нефти, т.е. чем меньше вязкость, тем больше приток и наоборот.

Второй проблемой, возникающей при эксплуатации месторождений высоковязких нефтей является отложение осадков из твердых углеводородов на стенках пор пласта, обсадной колонны, в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и т.д. При движении нефти из пласта к забою скважины и далее по обсадной колонне и насосно-компрессорным трубам (НКТ) происходит изменение термодинамических параметров потока, что вызывает выпадение из раствора твердых компонентов нефти, таких как парафин, смолы и асфальтены.

В образовании твердых осадков участвуют не только асфальто-смоло-парафиновый компонент (АСПК), но и сырая нефть, вода, песок, глина, неорганические соли, сульфиды железа. Сложный состав осадков обусловлен не только составом пластовой нефти, но составом попутно добываемой воды, минералогической и механической прочностью пород, слагающей пласт, условиями первичного и вторичного вскрытия, видами и периодичностью мероприятий по воздействию на пласт, условиями глушения, ремонта и т.д.

Отложения указанных твердых осадков в призабойной зоне приводит к закупориванию пор и снижению продуктивности пласта. К негативным последствиям приводят также отложения твердых осадков на стенках труб, глубинного насоса, НКТ и т.д.

Третья серьезная проблема возникает, когда высоковязкие нефти залегают в неоднородных по толщине слоистых пластах. В этом случае наблюдается неравномерная выработка пластов - более высокопроницаемые пласты вырабатываются раньше, чем низкопроницаемые. Попытка увеличить продуктивность низкопроницаемых пластов путем закачки теплоносителя или химреагентов не дает должного эффекта, поскольку закачиваемый агент в первую очередь поступает в высокопроницаемый пласт и улучшает его и без того высокую продуктивность. Первые две проблемы удовлетворительно решаются путем закачки теплоносителя в призабойную зону скважин.

Известен, например, способ паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин (см. кн. А.Б. Шейнман и др. "Воздействие на пласт теплом при добыче нефти", М.: Недра, 1969). По этому способу в призабойную зону скважин нагнетается пар. Подачу пара рекомендуется начинать при малых расходах постепенно увеличивая его. Нагнетать пар рекомендуется при максимально возможном расходе, что сокращает продолжительность процесса и уменьшает потери тепла в стволе скважины. Продолжительность процесса зависит от конкретных условий и определяется на каждом месторождении опытным путем. Нагнетаемый пар, отдавая тепло пласту, конденсируется и конденсат частично извлекается на поверхность с добываемой нефтью. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации скважин дебит их постепенно уменьшается за счет снижения температуры и увеличения вязкости фильтрующейся жидкости, а также отложения парафина. По окончании эффекта паротепловую обработку повторяют.

Известен также способ "теплоинжекционного теплового воздействия" на призабойную зону, характеризующийся закачкой горячего агента непосредственно в пласт (см. кн. П.П. Галонского "Борьба с парафином при добыче нефти". М., Гостоптехиздат, 1955).

В качестве теплоносителя при этом способе могут быть использованы вода, пар или газы, нефть, соляровое масло или бензол, нагретые до необходимой температуры (для целей депарафинизации нефтью достаточно призабойную зону нагреть до 60-70^oC), при этом термическое воздействие дает увеличение продуктивности за счет очистки порового пространства от механических и органических материалов, привнесенных в процессе вскрытия и последующей эксплуатации скважин.

Таким образом, две первые проблемы решаются одним и тем же путем - закачкой теплоносителя в пласт, что имеет также свои недостатки. Третья проблема - селективная тепловая обработка пластов удовлетворительного решения не имеет. Также не существует комплексного способа, который бы решал все три проблемы одновременно.

К недостаткам методов обработки призабойной зоны закачкой теплоносителя относятся:

1. Значительные потери энергии теплоносителя при его движении от устья до забоя скважины. Особенно велики эти потери в первые дни и недели процесса, когда закачка идет в "холодную" скважину, когда горная порода вокруг скважины еще не прогрета. В соответствии с данными, приведенными в книге Ю. В.Желтова, В.И.Кудинова и Г.Е. Малофеева ("Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах" М., "Нефть и газ", 1997 г. ), эти потери столь велики, что температура теплоносителя на забое кратно меньше, чем его температура на устье. В первые дни работы эти температуры могут отличаться еще больше.

Другими словами, как бы не был нагрет теплоноситель на устье, на забой он приходит примерно с температурой окружающей среды, т.е. пласта.

2. Возникновение недопустимо высоких температурных напряжений в обсадной колонне и цементном камне.

3. Растепление мерзлого грунта вокруг обсадной трубы с последующим ее замерзанием после завершения процесса, что может вызвать смятие обсадной колонны (в зонах многолетней мерзлоты Западной и Восточной Сибири.

4. Нарушение экологического равновесия геологической среды из-за излучения тепловой энергии.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины, предусматривающий применение при закачке в скважину жидкости-теплоносителя термоизолированных труб (термокейс), описание и расчет которых приведены в книге В.И.Кудинова и Б. М. Сучкова " Новые технологии повышения добычи нефти" (Самарское книжное издательство, 1998 г. ). Применение этого способа позволяет теплоноситель, имеющий на устье 260-310^oC, довести до забоя на глубине 1200 м с потерей лишь 25-30^oC. Главным недостатком способа является высокая стоимость указанных труб, превосходящая в десятки и сотни раз стоимость НКТ, что делает их неприменимыми в качестве НКТ при насосной эксплуатации скважин. К тому же тепловые обработки делаются периодически (1 раз в год), в остальное время эти дорогостоящие трубы исполняют функции обычных НКТ.

В случае их применения возникает необходимость ремонта скважин. При этом эффективность такой операции также будет ниже, поскольку для смены НКТ на термокейс потребуется глушение скважины и освоение после ремонта, что безусловно отрицательно повлияет на продуктивность скважины и эффективность ремонта.

Основной технической задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа тепловой обработки призабойной зоны, который позволял бы эту операцию проводить на скважинах, в том числе насосных, без подъема труб и селективно воздействовать теплом на низкопроницаемые пласты, в то же время обеспечивая минимальные потери тепла при нагнетании теплоносителя от устья до забоя (как в случае термокейса), тем самым обеспечивая максимальную температуру в призабойной зоне, высокую продуктивность скважины после освоения - путем пуска насоса, безопасность, экологическую чистоту процесса с одновременной экономичностью вследствие отсутствия глушения скважины и необходимости проведения спускоподъемных операций по замене колонны насосно-компрессорных труб.

Решение поставленной технической задачи обеспечивается тем, что способ тепловой обработки призабойной зоны нефтеносной скважины, вскрывшей высокопроницаемые и низкопроницаемые продуктивные пласты и оснащенной обсадной и насосно-компрессорной колоннами, включает промывку ствола скважин и закачку в нее жидкости-теплоносителя. При этом затрубное пространство скважин заполняют пеной с кратностью газа к жидкости от 2 до 100. После чего по насосно-компрессорной колонне в скважину закачивают жидкость-теплоноситель в объеме от 0,5 до 1 объема пор призабойной зоны высокопроницаемого пласта в радиусе до 10 м при одновременной подкачке пены в затрубное пространство со скоростью, равной или превосходящей скорость разрушения пены в объеме кольцевого пространства от устья до забоя скважин. После этого останавливают закачку теплоносителя и подачу пены на 12-72 часа (до выравнивания температуры в неоднородностях высокопроницаемого пласта), следующим этапом в высокопроницаемый пласт закачивают оторочку пены при давлении, не превышающем прочности обсадной колонны. В низкопроницаемые пласты закачивают жидкость-теплоноситель при подкачке пены в затрубное пространство. После этого перед пуском в эксплуатацию скважину оставляют в покое на 2- 10 суток.

Технические признаки, являющиеся отличительными для заявляемого способа могут быть реализованы с помощью средств, применяемых в настоящее время при освоении и ремонте нефтяных и газовых скважин (многофункциональная насосная установка с нагревателем, насосно-компрессорная установка, автоцистерна, насосы, клапаны, сепаратор-отстойник, трубопроводы и т.п.).

Отличительные признаки, отраженные в формуле изобретения, необходимы и достаточны для его осуществления, т.к. обеспечивают решение поставленной задачи - создание способа тепловой обработки призабойной зоны с воздействием теплом на высоко- и низкопроницаемые пласты с минимальными потерями тепла при нагнетании теплоносителя от устья до забоя и тем самым обеспечивают максимальную температуру в призабойной зоне и высокую продуктивность скважины после ее освоения применительно, в частности, к многопластовым месторождениям, содержащим высоковязкие нефти и битумы, а также безопасность, экологическую чистоту процесса и экономичность.

В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется примером его выполнения, схематически изображенным на прилагаемых чертежах, на которых:

Фиг. 1 - технологическая схема заявленного способа тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины.

Фиг. 2 - схематически изображены сечения скважин для нагнетания теплоносителя, оснащенных "термокейсом" и с заполнением кольцевого пространства пеной в соответствии с заявленным способом.

На фиг. 1 скважина 1 оснащена обсадной колонной 2 и насосно-компрессорной колонной 3, имеющей центраторы 4. На конце насосно-компрессорной колонны НКТ 3 установлен погружной насос 5 (центробежный, винтовой, диафрагменный и т.п.). Выше насоса 5 установлен циркуляционный клапан 6, управляемый с поверхности, например, с помощью троса или гидравлически. В случае эксплуатации скважины в режиме добычи нефти этот клапан разобщает затрубное пространство с внутренней полостью НКТ, в случае проведения операции по воздействию на пласт путем закачки теплоносителя клапан сообщает полость НКТ с затрубным пространством и перекрывает внутреннюю полость насоса.

Когда скважина оборудована штанговым глубинным насосом перед проведением операции по воздействию, залавливают всасывающий клапан и поднимают или приподнимают штанги в зависимости от ожидаемых темпов закачки: при малых темпах закачки штанги приподнимают вместе с плунжером и всасывающим клапаном на длину одной штанги, при высоких темпах закачки - штанги извлекают из НКТ.

С затрубным пространством скважины посредством трубопровода 7 и соответствующей арматуры 8 сообщена насосно-компрессорная установка 9 известного типа (такие установки изготавливает, например, научно-производственная компания "РАНКО"), а с полостью НКТ 3 сообщена посредством трубопровода 10 и соответствующей арматуры 11 многофункциональная насосная установка с нагревателем 12. Пенообразующая жидкость и жидкость-теплоноситель доставляется на скважину в автоцистерне 13, которая может быть сообщена с насосно-компрессорной установкой 9 трубопроводом 14. Устье скважины 1 оснащено задвижкой 15, от которой трубопровод 16 идет к сепаратору-отстойнику 17. Последний трубопроводом 18 через соответствующую арматуру сообщен с насосной установкой 12. Устье скважины 1 оборудовано боковой задвижкой 19, от которой отходит трубопровод 20, сообщенный с трубопроводом 16. Насосная установка 12, соединенная с трубопроводом 21, сообщена через соответствующую арматуру с трубопроводом 14.

На фиг. 1 изображен простейший случай, когда в качестве и пенообразующей, и теплоносящей жидкости применяется одна и та же жидкость, например водный раствор ПАВ со стабилизацией жидким стеклом и КМЦ или, при высокотемпературных закачках, раствор АК-1 (алкилбензолсульфанат натрия), образующий устойчивую пену при температурах, превышающих 150^oC. Это может быть и нефть, имеющая естественные пенообразующие свойства, конденсат ШФЛУ с добавкой пенообразующих компонентов.

При осуществлении заявляемого способа в первую очередь производится промывка ствола скважины холодным или теплым раствором ПАВ, например МЛ-72 или МЛ-80, за счет этого осуществляется отмыв отложений парафина со стенок скважины и НКТ. Отмытые отложения отстаиваются в сепараторе-отстойнике 17. Затем начинается циркуляция горячей жидкости для отмыва остатков смолопарафиновых отложений и предварительного прогрева ствола скважины. На схеме фиг. 1 представлен случай, когда осуществляется прямая промывка. Для этого многофункциональная насосная установка 12 прокачивает нагретую жидкость по НКТ 3 и через правый отвод крестовины затрубного пространства при открытой задвижке 19 в сепаратор 17, откуда отстоянная жидкость снова подается в насосную установку с нагревателем 12. После нагрева жидкость закачивается в НКТ 3 и цикл повторяется до тех пор, пока в сепаратор 17 из скважины начнет поступать нагретая жидкость. После промывки и прогрева ствола скважины циркуляция прекращается и насосная установка с нагревателем 12 переводится на режим питания из цистерны 13 и закачки жидкости через насосно-компрессорные трубы 3. Нагретую жидкость в первую очередь поглощает высокопроницаемый пласт 22. Для облегчения понимания сущности изобретения на фиг. 1 показан только один высокопроницаемый пласт 22 продуктивной зоны скважины и два низкопроницаемых пласта 23.

Перед началом закачки жидкости-теплоносителя с определенным опережением начинают закачку пены в затрубное пространство насосно-компрессорной установкой 9. Время опережения определяется расчетным путем, исходя из времени заполнения пеной всего объема затрубного пространства или визуально: закачка пены производится до тех пор, пока она пройдет через НКТ 3 и не появится в сепараторе. Только после этого сепаратор 17 отсекается от насосно-компрессорных труб задвижкой 15, насосно-компрессорная установка 9 переводится с режима закачки пены на режим подкачки, а насосная установка 12 - в режим закачки теплоносителя.

Объем теплоносителя, необходимого для закачки в высокопроницаемый пласт, определяется расчетным путем, исходя из геологофизических показателей скважины, и должен составлять 0,5 - 1 объема пор пласта в призабойной зоне радиусом 10 м. После закачки расчетного объема теплоносителя скважина закрывается и оставляется на "пропитку" от 12 до 72 часов. В течение этого времени происходит теплообмен и выравнивание температур в микро- и макронеоднородностях пласта 22, а также прогрев близлежащих к прогретому пласту низкопроницаемых зон.

По истечении времени "пропитки" начинается закачка пены в высокопроницаемый пласт 22 насосно-компрессорной установкой 9 по затрубному пространству при кратности содержания газовой фазы от 2 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях. Малое содержание газа применяется в пластах с относительно небольшой разницей в проницаемостях отдельных пропластков, максимальные значения кратности применяются в сильно неоднородных пластах.

Пена, обладая существенно большей вязкостью, чем ее составляющие, закачивается в пласт под более высоким давлением, чем жидкость-теплоноситель, и образует в высокопроницаемом пласте оторочку (поз. 24 на фиг. 1), которая временно изолирует этот пласт от попадания жидкости-теплоносителя. Объем оторочки определяется по характерному подъему давления на устье, максимальное значение которого не должно превышать допустимое давление на обсадную колонну.

Следующей технологической операцией является закачка теплоносителя низкопроницаемые пласты (поз.23 на фиг. 1). Для этого насосно-компрессорная установка переводится на режим подкачки пены в затрубное пространство, а в НКТ 3 нагнетается жидкость-теплоноситель насосной установкой 12. Закачка производится под более высоким давлением, чем в предыдущей стадии, - закачке теплоносителя в высокопроницаемый пласт. Максимальное значение давления жидкости-теплоносителя не может превосходить давления закачки блокирующей оторочки 24, поскольку превышение его будет способствовать проталкиванию блокирующей оторочки вглубь пласта и ее рассеиванию.

Жидкость-теплоноситель под более высоким давлением проникает в низкопроницаемые пласты 23 и после закачки расчетного объема, равного объему пор низкопроницаемых пород в радиусе 10 м, нагнетание прекращается, скважина закрывается и оставляется на "пропитку".

Далее можно продолжать осваивать еще более низкопроницаемые пласты, блокируя уже освоенные пеной, с последующей закачкой теплоносителя до тех пор, пока не будут освоены все пласты. Ограничением является максимально допустимое давление на обсадную колонну.

После завершения последней "пропитки" скважину оставляют в покое на 2-10 суток и затем подсоединяют к сборной сети и осваивают пуском насоса.

При этом пласты осваиваются в порядке, обратном их блокированию: в первую очередь осваиваются пласты, которые не имеют блокирующих оторочек, т. е. могут фильтровать нефть при минимальных депрессиях. По мере роста депрессии (снижения динамического уровня) начинает фильтроваться нефть через блокирующую оторочку и размывает ее. Такое последовательное селективное освоение пластов, начиная с низкопроницаемых пластов к высокопроницаемым, является наиболее предпочтительным с точки зрения полноты освоения всей нефтеносной толщи и дает предлагаемому способу дополнительное преимущество.

Способ может быть осуществлен как на действующем фонде скважин со штанговыми насосными установками, так и на фонде скважин с погружными электронасосами (ЭЦН, УЭВНГ и др.), если они оборудованы циркуляционными клапанами.

В этом случае из-за отсутствия центраторов колонна НКТ 3 в обсадной колонне 2 будет занимать сложное пространственное положение местами с максимальным отклонением от оси скважины и касанием в первую очередь муфтами обсадной колонны. В наклонно-направленных скважинах ниже зоны начала набора кривизны колонна НКТ 3 будет "лежать" на обсадной колонне 2.

Все это вызовет больший поток утечек тепла, чем в случае с центраторами 4. Учитывая, что контакт НКТ 3 с обсадной колонной 2 происходит по линии и главным образом по муфтам это не должно вызвать сильного нагрева обсадной колонны и появления критических термических напряжений.

На фиг. 2. представлены сечения скважин, оборудованных для нагнетания теплоносителя:

фиг. 2а - скважины, оборудованной термокейсом,

фиг. 2б - скважины, оборудованной обычными насосно-компрессорными трубами с последующим заполнением затрубного пространства пеной.

На фиг. 2а внутренняя труба для нагнетания теплоносителя обозначена позицией 25. Ее наружный диаметр D₂ составляет 50 мм, внутренний диаметр D₁ = 38 мм. Наружная несущая труба 26 имеет наружный диаметр D₃ = 89 мм, а внутренний диаметр D¹₂ = 76 мм. Обсадная труба 2 имеет наружный диаметр D₅ = 168 мм, а внутренний диаметр D₄ = 150 мм.

На фиг. 2б показаны насосно-компрессорная труба 3 - НКТ -2 1/2¹¹ - у которых внутренний диаметр D¹₁ = 62 мм, а наружный диаметр D¹₂ = 76 мм. Обсадная труба 2 имеет те же размеры, что и на фиг. 2а.

Как видно из фиг. 2а толщина теплоизоляции по радиусу в варианте с термокейсом составляет 13 мм с теплопроводностью 0,0936 кДж/мч^oC:



В случае оборудования скважины центральной колонной того же сечения, что и в варианте с термокейсом (38х50 мм), толщина слоя равна 50 мм



Это обеспечивает почти в 4 раза больше тепловое сопротивление при равных теплопроводностях этих сред. Или, другими словами, можно достичь того же эффекта теплоизоляции, имея теплопроводность пены, в 4 раза уступающую ( = 0,36) теплопроводности изоляционного слоя термокейса. Исходя из специальной литературы по пенам их теплопроводность может достигать значений, мало уступающих теплопроводности изоляционного слоя термокейса (см. кн. В. К. Тихомиров "Пены. Теория и практика их получения и разрушения, М.: Химия, 1975).

Таким образом, в настоящем техническом решении пена выполняет две разнородные технические функции:

- теплоизоляции колонны НКТ для нагнетания теплоносителя,

- временная гидравлическая изоляция пластов, уже подвергнутых тепловому воздействию с тем, чтобы поток теплоносителя направить в более низкопроницаемые пласты.

Этот прием позволяет производить избирательную обработку теплом призабойной зоны скважин, вскрывших неоднородные многопластовые формации без подъема насосно-компрессорных труб, привлекая минимальную номенклатуру химреагентов, жидкостей, газов и технических средств.

Высокая продуктивность скважины после обработки обеспечивается как за счет очистки порового пространства от механических и органических материалов, привнесенных в процессе вскрытия и последующей эксплуатации, как это характерно в целом для тепловых обработок скважин, а также за счет подключения к разработке новых пластов и пропластков, но, кроме того, за счет следующих дополнительных положительных эффектов:

- скважина вступает в эксплуатацию практически без освоения сразу после ремонта с более высокой температурой призабойной зоны без фильтрата жидкости глушения, поэтому степень очистки и продуктивность скважины должны быть более высокими;

- при одних и тех же затратах энергии (топлива) на поверхности и времени удается подать в призабойную зону скважины больше тепловой энергии, тем самым обеспечить более высокую температуру забоя или при одних и тех же затратах технологической жидкости и ее начальной температуре прогреть до высокой температуры участок призабойной зоны большего радиуса. Тем самым создать более мощный аккумулятор тепла в призабойной зоне, который при эксплуатации скважины будет расходоваться на нагрев фильтрующейся нефти, существенно понизит ее вязкость, тем самым обеспечит высокую продуктивность на более длительное время.

Таким образом, заявляемый способ позволяет:

- последовательно-избирательно прогревать призабойную зону нефтеносных пластов, начиная от высокопроницаемых пластов и кончая низкопроницаемыми;

- последовательно-избирательно осваивать пласты в обратном порядке: от низкопроницаемых к высокопроницаемым;

- доводить жидкость-теплоноситель до забоя с минимальными потерями тепла, сравнимыми с потерями в теплоизолированных трубах;

- кратно увеличить за счет этого глубину прогрева и температуру призабойной зоны;

- аккумулировать в призабойной зоне большой запас тепла для нагрева и снижения вязкости фильтрующейся жидкости;

- привести в подвижное состояние твердые отложения на поверхности пористой среды на стенках скважины;

- быстро освоить скважину при любом способе эксплуатации;

- провести все эти операции самым доступным и дешевым способом - без подъема труб и насоса из скважины.

Экологичность и пожаробезопасность способа обеспечивается за счет:

- производства работ без глушения скважины и подъема труб, что предотвращает загрязнение территории нефтепродуктами, сводит к нулю вероятность пожаров и выбросы нефтяных газов в атмосферу;

- взрывобезопасного состава закачиваемых агентов, выхлопного и попутного газов пластовой воды или нефти;

- снижения до минимума выброса в окружающую среду избыточного тепла парниковых и ядовитых выхлопных газов путем закачки в пласт;

- снижения потребления пресных вод за счет использования в качестве технологических агентов продукции скважин и выхлопных газов.