способ обработки призабойных зон нефтяных скважин

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойных зон нефтяных скважин, включающий возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала с поэтапным увеличением в ней содержания газа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к интенсификации добычи нефти, и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин путем удаления отложений кольматирующего материала из перфорационных каналов и пористой среды.

Известен способ [1], предназначенный для освоения нефтяных скважин, заключающийся в том, что в насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивается смесь газа с жидкостью (обычно с водой или нефтью). Для этих целей необходим передвижной компрессор и насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкость для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. Смесь газа с жидкостью закачивается через НКТ в межтрубное пространство, через которое выбрасывается на дневную поверхность. На пласт создается депрессия, жидкость в пласте разгазируется, пласт очищается.

Недостатком способа является то, что по мере увеличения глубины, на которую нужно закачать смесь, необходимо увеличивать давление на выходе компрессора и насоса, иначе смесь не пойдет к нижнему торцевому отверстию НКТ. Так, для скважины глубиной 2000 м, заполненной водой, компрессор должен давать давление не ниже 20 МПа (200 кгс/см²). Технически это сложно, энергоемко и опасно. Кроме того, когда процесс стал стационарным, эффект депрессии на пласт стабилизировался и те частицы, которые застряли или образовали пробки в каналах пласта, цементного кольца или в перфорационных отверстиях обсадной колонны, уже не будут оттуда удалены. При прямой (газожидкостная смесь подается в насосно-компрессорные трубы) циркуляции газожидкостной смеси скорость проходящего потока по межтрубному пространству значительно меньше скорости движения жидкости по насосно-компрессорным трубам, что значительно ухудшает вынос кольматирующего материала на поверхность.

Способ [2 - прототип] включает циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб на глубину, обеспечиваемую возможностями компрессора, продавливание их вниз жидкостью давлением насоса, превышающим давление компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта. Снижение давления в призабойной зоне пласта осуществляют путем выталкивания воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, при этом расход жидкости при продавливании воздушных пробок определяется из соотношения



где V - скорость нисходящего потока жидкости, м/с; V - 0,8 м/с; d - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;

объем жидкости при продавливании воздушных пробок выбирают по манометру насоса, как падение давления при выталкивании воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, а циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства на дневную поверхность.

Недостатком способа является то, что при проталкивании воздушных пробок к забою скважины вызывается довольно сильная репрессия на призабойную зону пласта, что может способствовать упрочнению кольматирующего материала, находящегося в перфорационных каналах и пористой среде, за счет перепада возникающего давления, что в дальнейшем существенно затруднит его вынос на поверхность.

Другим отрицательным фактором, влияющим на эффективность процесса, является возможность слияния воздушных пробок в полости насосно-компрессорных труб за счет контакта жидкой фазы с поверхностью труб и проскальзывания воздушных пробок под действием силы Архимеда [3].

К тому же ухудшаются условия выноса кольматирующего материала, т.к. рабочий агент закачивается в насосно-компрессорные трубы, а обратный поток с кольматирующим материалом движется к поверхности по межтрубному пространству, где скорость движения потока значительно меньше скорости потока в насосно-компрессорных трубах.

Отсутствие поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидкой фазе рабочего агента ухудшает способности рабочей жидкости выносить дезинтегрированный кольматирующий материал.

Подобный способ обработки не может привести к осушению ствола скважины и насосно-компрессорных труб, т. е. вызвать максимально возможное значение депрессии, приближающееся к значению пластового давления. Сама технология не предусматривает полного контроля за величиной депрессии.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа обработки призабойной зоны скважины методом длительных управляемых депрессий и повышение эффективности выноса кольматирующего материала.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойных зон нефтяных скважин, включающем возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала с поэтапным увеличением в ней содержания газа.

Дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу.

Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества.

Опираясь на результаты работы /3/, авторы предложили использование мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой фаз через диспергатор, также описанный в работе /3/, и добились поставленной цели.

Способ осуществляется следующей предпочтительной последовательностью операций.

1. Заполнение ствола скважины и НКТ рабочей жидкостью (возбуждение циркуляции) насосным агрегатом.

2. Замена рабочей жидкости на слабогазированную мелкодисперсную газожидкостную смесь.

3. Поэтапное увеличение содержания газа в мелкодисперсной газожидкостной смеси.

4. Продувка скважины газом.

5. Разрядка скважины в атмосферу.

Сущность метода заключается в удалении отложений кольматирующего материала из перфорационных каналов и пористой среды посредством создания управляемой депрессии любого значения (вплоть до величины, примерно равной пластовому давлению) и поддержания ее сколь угодно долгое время.

На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины.

Здесь:

1 - насосный агрегат;

2 - компрессор;

3 - желобная емкость;

4 - межтрубное пространство;

5 - компрессор;

6 - диспергатор;

7 - забойный диспергатор;

8 - успокоитель;

9 - центральная задвижка;

10, 11 - затрубные задвижки;

12 - газгольдер.

Для осуществления технологического процесса насосно-компрессорные трубы 1 опускаются в ствол скважины на глубину Н.

Возбуждается циркуляция жидкости насосным агрегатом 2 по схеме: желобная емкость 3, насосный агрегат 2, межтрубное пространство 4, насосно-компрессорные трубы 1, желобная емкость 3. Для возбуждения циркуляции необходимо открыть центральную и затрубную задвижки 9, 10.

При этом давление на насосном агрегате будет определяться величиной гидравлических потерь на преодоление трения.

Следующим этапом технологического процесса будет включение в работу компрессора 5. Газ, подаваемый в линию компрессором 5 с минимальным расходом, проходя с потоком жидкости через диспергатор 6, образует мелкодисперсную газожидкостную смесь, средний удельный вес которой не намного меньше удельного веса рабочей жидкости.

В данном случае максимальное давление на устье регистрируется в момент достижения газожидкостной смеси башмака насосно-компрессорных труб 1. Оно определяется гидравлическими потерями при циркуляции и разностью давлений, создаваемых столбом рабочей жидкости в насосно-компрессорных трубах 1 и мелкодисперсной газированной смесью в межтрубном пространстве 4. При подъеме мелкодисперсной газированной смеси до устья рабочее давление будет определяться только гидравлическими потерями.

Таким образом, замена рабочей жидкости в межтрубном пространстве 4 и насосно-компрессорных трубах 1 на мелокодисперсную газированную смесь вызовет депрессию в тот момент, когда значение пластового давления превысит величину давления, создаваемого столбом мелкодисперсной газированной смеси, и величиной давления, определяемого как потери на трение для подъема жидкости по насосно-компрессорным трубам до устья. В этот момент происходит приток жидкости из пласта. Эту величину депрессии при выносе кольматирующего материала можно поддерживать сколь угодно долгое время, соблюдая заданный режим работы наземного оборудования (подача прокачиваемой жидкости и газа) до прекращения выноса кольматирующего материала. При прекращении выноса кольматирующего материала следует увеличить подачу газа (изменение режима работы наземного оборудования).

При увеличении подачи газа давление компрессора 5 становится достаточным (при отключенном насосном агрегате 2) для выброса из межтрубного пространства 4 и насосно-компрессорных труб 1 всей мелкодисперсной газированной смеси на дневную поверхность. При этом давление столба мелкодисперсной газированной смеси в насосно-компрессорных трубах 1 снижается до такой величины, что происходит интенсивное выделение растворенного в жидкой фазе газа и увеличение газовых пузырьков, что существенно способствует выбросу, вызывая газлифтный эффект. В этот момент депрессия достигает своего максимального значения. В том случае, когда башмак насосно-компрессорных труб опущен в интервал перфорации, величина депрессии приближается к значению пластового давления, т.к. скважина работает в режиме продувки. В результате этого происходит интенсивный приток жидкости из пласта, что в свою очередь сопровождается разрушением и выносом кольматирующего материала из пористой среды и перфорационных каналов. Для поддержания режима продувки следует увеличить расход газа до такой величины, при котором вся поступающая из пласта жидкость будет выноситься на поверхность по насосно-компрессорным трубам потоком восходящего газа. В том случае, если скорость восходящего потока газа будет недостаточной для выноса всей поступающей из пласта жидкости на устье, скважина начинает работать в режиме пульсации. Происходит это следующим образом.

Работа пласта сопровождается выносом в ствол скважины пластовой жидкости с кольматирующим материалом. При этом ее уровень достигает башмака насосно-компрессорных труб 1 и продолжает подниматься к устью. Давление на компрессоре 5 возрастает и при достижении определенной величины движение границы раздела "газ-жидкость" останавливается и начинает двигаться в обратном направлении, что приводит к поступлению жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 1. По достижении границы раздела "газ-жидкость" башмака насосно-компрессорных труб 1 происходит факельный прорыв газа в колонну насосно-компрессорных труб, сопровождающийся падением давления в межтрубном пространстве 4 в газовой среде, и граница раздела начинает снова двигаться к устью, т. е. процесс повторяется. Пульсации давления способствуют весьма эффективному разрушению и выносу кольматирующего материала в ствол скважины, т.к. последний испытывает знакопеременные нагрузки.

Для поддержания пульсирующего режима у башмака насосно-компрессорных труб 1 может быть установлен забойный диспергатор 7, позволяющий в момент факельного прорыва газа в насосно-компрессорные трубы 1 превращать скважинную жидкость в мелкодисперсную газожидкостную смесь.

После прекращения выноса кольматирующего материала на поверхность в желобную емкость 3 через успокоитель потока 8 следует закрыть центральную задвижку 9 и нагнетать газ в межтрубное пространство 4 до срабатывания предохранительного клапана на компрессоре 5. Затем, открыв затрубную задвижку 11 и центральную задвижку 9, разрядить скважину в атмосферу.

По окончании всех операций необходимо промыть скважину с допуском насосно-компрессорных труб 1 до забоя до "чистой воды" с целью удаления из ее ствола кольматирующего материала, выпавшего в осадок в процессе обработки.

В качестве газа для воздействия методом длительных управляемых депрессий на призабойную зону нагнетательных скважин может быть использован воздух. Для работы с добывающим фондом можно использовать выхлопные газы штатной техники или доставленный с компрессорных станций сжатый азот и т.п., т.к. положением РГТИ запрещаются работы по обработке призабойной зоны добывающей скважины с применением воздуха. Выхлопные газы или сжатый азот могут быть собраны в газгольдер 12, откуда и поступают на прием компрессора 5.

Примеры конкретного осуществления

Способ опробован на Арланском месторождении (Вятская площадь) ОАО "Белкамнефть" в Башкирии. Были получены следующие результаты.

1. До обработки методом длительных управляемых депрессий нагнетательная скважина 6562 принимала 133 м³/сут., при устьевом давлении 12 МПа. Перфорированная толщина при этом составляла 0,5 м. После обработки приемистость скважины составила 220 м³/сут., при устьевом давлении 10 МПа. Охват заводнением перфорированной толщины составил 1,9 м.

2. До обработки методом длительных управляемых депрессий нагнетательная скважина 6448 принимала 46 м³/сут., при устьевом давлении 10 МПа. Перфорированная толщина при этом составляла 0,5 м. После обработки приемистость скважины составила 1056 м³/сут., при устьевом давлении 13 МПа. Охват заводнением перфорированной толщины составил 4,6 м.

Проведение работ по предлагаемому нами способу не требует дорогостоящих специальных скважинных устройств и в основном предусматривает использование штатного оборудования находящихся в службах КРС.

Источники информации

1. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, с. 117.

2. Патент РФ 2085720, Е 21 В 43/25, БИ 35, 1997 г.

3. Репин Н.Н. Диссертационная работа на соискание степени доктора технических наук "Основные закономерности движения многокомпонентных смесей и их приложение в фонтанной и газлифтной добыче". - Уфа: 1966 г.