способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин

Формула изобретения

1. Способ очистки призабойных зон нефтяных скважин, включающий возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кольматирующего материала, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной газожидкостной смеси перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону пласта (ПЗП), открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

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

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности в области интенсификации добычи нефти и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин путем продавки газожидкостной смеси (ГЖС) в ПЗП и ее последующего извлечения с дезинтегрированным кальматирующим материалом из перфорационных каналов и пористой среды.

Известен способ обработки призабойных зон нефтяных скважин /1/, 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, причем 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 (ПАВ).

Недостатком способа является то, что очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом и потому недостаточно глубока.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа глубокой очистки призабойной зоны пласта за счет повышения депрессии и, соответственно, эффективности выноса кольматанта.

Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе, включающем возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кальматирующего материала, возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону, открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

Возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Заполнение насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства мелкодисперсной ГЖС и возбуждение циркуляции мелкодисперсной ГЖС при открытой задвижке на выкидной линии. Вынос кольматанта.

2. Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, при открытой задвижке на выкидной линии, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе.

3. Достижение устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС с оптимальным содержанием газа без выноса кольматанта.

4. Перекрытие задвижки на выкидной линии и продавка мелкодисперсной ГЖС в ПЗП.

5. Открывание задвижки на выкидной линии, снижение забойного давления, восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной ГЖС и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

Изобретательский уровень заявленного технического решения определяется новым техническим результатом - неожиданно высокой степенью достигаемой депрессии за счет истечения из ПЗП с высокой скоростью мелкодисперсной ГЖС, а не пластовым флюидом.

Если по прототипу (где очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом) максимально возможная депрессия близка к пластовому давлению, то по заявленному способу она может превышать пластовое давление до 1,5 раза, что в свою очередь влечет за собой более глубокую степень очистки ПЗП.

Известны способы обработки призабойных зон (ОПЗ) нефтяных скважин с закачкой ГЖС для восстановления коллекторских свойств ПЗП /2, 3/, но они не обеспечивают эффективного извлечения дезинтегрированного кольматанта. Только заявляемая совокупность признаков обеспечивает депрессию, необходимую для эффективного выноса кольматанта.

Истечение мелкодисперсной ГЖС по поровым каналам влечет за собой периодическое (циклическое) воздействие на кольматант средами различной плотности: газа и жидкости - с частотой, зависящей от скорости истечения и количества пузырьков в объеме мелкодисперсной ГЖС.

Эффективность воздействия на кольматант предлагаемым способом математически обоснована авторами, согласно /4/. Физической основой технологии является следующее. Кольматант можно представить как аморфное твердое тело, которое в зависимости от условий ведет себя либо как твердое тело, либо как высоковязкая жидкость (приближение Максвелла). Предположим, что кольматант подвергается воздействию некоторых переменных внешних сил с частотой . Если время затухания сдвиговых напряжений в кольматанте (максвелловское время релаксации) значительно меньше периода изменения внешних сил, т.е. <1, то кольматант можно рассматривать как высоковязкую жидкость. При достаточно высоких частотах со (>1) кольматант ведет себя как аморфное твердое тело. Если - динамическая вязкость кольматанта, а - напряжение сдвига, то связь между величинами, характеризующими вязко-пластичные свойства кольматанта, имеет вид: =·. Пусть _ik - тензор внутренних сдвиговых напряжений кольматанта. Согласно /2/, при периодическом воздействии на кольматант, когда величина смещений u_ik и величина сдвиговых напряжений изменяется по гармоническому закону, закон Гука определяется соотношением:

где . При >1 эта формула дает _ik=2·u _ik (твердое тело), при (вязкая жидкость).

Рассмотрим два режима воздействия на кольматант. Представим поровое пространство в виде прямой трубки (капилляра) с площадью сечения S_к. В пространстве капилляра создан поток жидкости с постоянной скоростью. Возможны два случая: 1) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток однородной жидкости, 2) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток неоднородной жидкости. Во втором случае неоднородность жидкости создается за счет чередования участков жидкости и пузырьков газа.

Предположим, что радиус капилляра и радиус пузырька газа сопоставимы по величине. Концентрация пузырьков газа в объеме жидкости - Предположим, что скважина имеет приемистость, равную _скв. Считая что жидкость поступает равномерно по всему сечению коллектора, определим удельный расход жидкости как где r_скв. - радиус скважины (радиус сечения, для удаленных от скважины зон), h_колл. - мощность коллектора (толща продуктивного горизонта). Количество жидкости, поступающее в единицу времени в единичный капилляр, определится как

В данном объеме находится N_n=·q _кап пузырьков. Таким образом, в единицу времени через поперечное сечение капилляра проходит N_п пузырьков газа. Тогда период воздействия потока жидкости с пузырьками газа (второй случай) определится как , а соответственно, частота воздействия неоднородной по плотности жидкости как =N _n.

Пусть частота чередования пузырьков газа и жидкости (а значит и частота воздействия на кольматант) равна _н. В случае однородного потока жидкости частота воздействия _о0. Сравним величины (амплитуды) внутренних напряжений, возникающих в кольматанте в первом и втором случаях. Предположим, что величины (амплитуды) смещений полностью определяются скоростью потока, тогда

Если _о<1 (т.е. малые частоты изменения однородного потока жидкости при конечных значениях времени релаксации кольматанта), то напряжения сдвига, возникающие в кольматанте при воздействии неоднородного потока жидкости в капилляре многократно превосходят напряжения сдвига при воздействии однородного потока.

Определим технологические критерии эффективности предлагаемого метода. Т.к. граница эффективности определена соотношением >1, то отсюда следуют и технологические границы эффективности метода.

Для очень вязких нефтей (как частный случай) с вязкостью 250 мПа·с предельное напряжение сдвига составляет 0.0134 Па. Пусть радиус капилляра равен 0.001 мм. Тогда при дебите скважины 100 м³/сут, мощности коллектора (толща продуктивного горизонта)

1 м, радиусе сечения - 1 м, необходимая концентрация пузырьков должна быть

Это вполне достижимая величина.

На чертеже представлена оптимальная схема обвязки скважины.

Здесь:

1 - источник жидкости;

2 - источник газа;

3 - поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги;

4 - устьевой диспергатор;

5 - желобная емкость;

6 - задвижка на нагнетательной линии;

7 - задвижка на выкидной линии;

8 - межтрубное пространство;

9 - НКТ;

10 - забойный диспергатор;

11 - скважинный манотермометр.

Для осуществления технологического процесса насосно-компрессорные трубы 9 опускают в ствол скважины на глубину, соответствующую искусственному забою.

От источника жидкости 1 и источника газа 2 путем прокачки компонентов по нагнетательной линии 3 и через устьевой диспергатор 4 заполняют НКТ 9 и межтрубное пространство 8 через забойный диспергатор 10 мелкодисперсной ГЖС при открытых задвижках 6 и 7. По схеме, приведенной на чертеже, устанавливают циркуляцию мелкодисперсной ГЖС на первом этапе с определенным содержанием газа через желобную емкость 5. Завершение первого этапа (и всех последующих) определяют по прекращению выноса кольматанта.

Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, осуществляют при открытой задвижке на выкидной линии 7, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе. Количество этапов определяется геолого-технической характеристикой скважины (глубина залегания продуктивного горизонта, пластовое давление, толщина пласта, удельный вес пластовой жидкости и т.д.).

Закрывают задвижку на выкидной линии 7 и продавливают мелкодисперсную ГЖС через забойный диспергатор 10 в ПЗП. Объем продавки определяется объемом порового пространства ПЗП. Наличие забойного диспергатора не обязательно, но желательно, так как он увеличивает степень дисперсности ГЖС в забойных условиях.

Открывают задвижку на выкидной линии 7; это приводит к снижению забойного давления и интенсивному притоку продавленной мелкодисперсной ГЖС из порового пространства ПЗП в ствол скважины вместе с дезинтегрированным кольматантом. Происходит восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП и ствола скважины в желобную емкость 5.

Весь процесс флуктуаций давления и температуры на забое в процессе очистки ПЗП записывается скважинным манотермометром 11.

Примеры конкретного осуществления

Пример 1. Скважина №3581 Дачного месторождения. Категория - добывающая. Освоение после бурения: работа свабом. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыты три продуктивных пласта Башкирского яруса и Бобриковского горизонта. Общая перфорированная толща продуктивных горизонтов составила 8 м. Глубина скважины до искусственного забоя 1010 м. Пластовое давление составило 9,8 МПа. Продуктивные горизонты вскрывались на буровом растворе с бентонитовыми глинами. После освоения свабом дебит скважины при выводе ее на режим составил 3,5 м³/сут. при предполагаемом дебите 30 м³ /сут.

Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался МЛ-80.

На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 1,2 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды кремния, алюминия, бариевые соли и бентонитовая глина с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 102 кг.

На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 160 кг; величина депрессии составила 2,6 МПа.

На третьем этапе при депрессии 7,2 МПа дополнительно извлечен сульфид железа; общий сухой вес извлеченного кольматанта составил 65 кг. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 327 кг.

Для перехода к продавке мелкодисперсной ГЖС в ПЗП при данной депрессии целесообразно перейти предварительно к степени газосодержания в мелкодисперсной ГЖС, соответствующей вышеуказанному второму этапу.

Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 20 м³ по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0, 90 г/см ³ в течение 1 часа 50 минут. Устьевое давление продавки составило 7,6 МПа; по замеру скважинного манотермометра забойное давление составило 15,5 МПа.

Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мдГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы; общий вес которых составил 200-250 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 13,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

Циркуляция мелкодисперсной ГЖС поддерживалась до прекращения выноса кольматанта из ПЗП, после чего технологические операции были прекращены.

После спуска насосного оборудования и вывода скважины на режим ее дебит составил 48 м³ /сут.

Пример 2. Скважина №331 Уньвинского месторождения. Категория - нагнетательная. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыт Ясно-Полянинский продуктивный горизонт. Общая перфорированная толща продуктивного горизонта составила 6,3 м. Глубина скважины до искусственного забоя 2223 м. Пластовое давление составило 11,7 МПа. Продуктивный горизонт вскрывался на безглинистом буровом растворе с добавлением полисахаридов. После освоения скважина эксплуатировалась в течение 3,5 лет со средней приемистостью 18 м³/сут. До применения предлагаемого способа приемистость скважины была нулевой.

Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался ОП-10.

На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 2,3 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды железа, кремния, полисахариды с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 70 кг.

На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 65 кг; величина депрессии составила 1,8 МПа.

На третьем этапе при депрессии 1,8 МПа дополнительно извлечено 50 кг кольматанта в пересчете на сухой вес. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 185 кг.

Для перехода к продавке мелкодисперсной ГЖС в ПЗП при данной депрессии целесообразно перейти предварительно к степени газосодержания в мелкодисперсной ГЖС, соответствующей вышеуказанному второму этапу.

Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 12 м³ по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0,75 г/см ³ в течение 4 часов. Устьевое давление продавки составило 12,5 МПа.

Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мелкодисперсной ГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы, общий вес которых составил 150 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 9,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

Циркуляция мелкодисперсной ГЖС поддерживалась до прекращения выноса кольматанта из ПЗП, после чего технологические операции были прекращены.

После спуска эксплуатационного лифта и вывода скважины на режим ее приемистость составила 56 м³ /сут. при давлении закачки 14 МПа.

Снижение величины депрессии от этапа к этапу объясняется увеличением притока из пласта тяжелой жидкости.

Источники информации

1. Патент РФ №2197609, Е 21 В 43/25, БИ №3, 2003 г.

2. В.Л.Амиян, А.В.Амиян, Л.В.Казакевич, Е.Н.Бекиш. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М: Недра, 1987, 229 с. - С.199-208.

3. А.Х.Мирзаджанзаде, И.М., Аметов, А.М.Хасаев, В.И.Гусев. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1986, 382 с. - С.287.

4. Л.Д.Ландау, Е.М.Лифшиц. Теория упругости. М.: Наука, 1987, 246 с.