способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины

Формула изобретения

1. Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающий закачку воды в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, отличающийся тем, что непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа.

2. Способ призабойной зоны пласта нагнетательной скважины по п.1, отличающийся тем, что излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющим производить дополнительно очистку насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах при эксплуатации низкопроницаемых пластов или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Известны способы очистки призабойной зоны нагнетательных скважин с использованием физико-химического воздействия, в которых помимо специальных химических реагентов используются различные дополнительные внутрискважинные приспособления и оборудование (Яремийчук Р.С., Кочмар Ю.Д. «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». - Львов: Высшая школа, 1982, - 152 с. и патент РФ №2140531, Е21В 43/22. Опубл. БИ №30 от 27.10.99 г.).

Недостатком этих способов является то, что требуются большие дополнительные затраты, связанные с привлечением бригад подземного и капитального ремонта скважин с установкой дополнительного внутрискважинного оборудования или поверхностного оборудования, при этом загрязнения в разводящем трубопроводе остаются и при дальнейшей эксплуатации постепенно вымываются перекачиваемой по трубопроводу жидкостью, что ухудшает ее свойства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому является «Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин» (патент РФ №2165012, Е21В 43/25. Опубл. БИ №10 от 10.04.2000 г.), включающий выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов при работающем насосе на кустовой насосной станции и выдержку паузы, при этом выдержку паузы осуществляют в течение одних-трех суток при закрытых высокоприемистых скважинах и открытых низкоприемистых скважинах, создают перепад давления регулировкой выкидной задвижкой с фиксированием параметров работы кустовой насосной станции и номеров низкоприемистых скважин, открывают высокоприемистые скважины и создают тем самым депрессию в единой гидродинамической системе с падением давления на устье низкоприемистых скважин и отливом жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины, при этом осуществляют возврат в первоначальный режим работы кустовой насосной станции с фиксированием параметров ее работы и по величине изменения этих параметров выдают заключение об эффективности очистки.

Данный способ позволяет осуществить восстановление приемистости пластов без подземного и капитального ремонта скважин за счет излива жидкости с загрязняющими частицами из низкоприемистых скважин в высокоприемистые.

Недостатком способа является то, что излив происходит за счет накопленной энергии закачанной в пласт воды, при этом при длительном изливе с призабойной зоны пласта снимается избыточное давление и естественные «дышащие» трещины начинают смыкаться, защемляя находящиеся в них закупоривающие материалы. Возможность удаления их из пласта при этом резко снижается (Еронин В.А., Литвинов А.А., Кривоносов И.В., Голиков А.Д., Ли А.Д. Эксплуатация системы заводнения пластов. - М.: Недра, 1967. - 328 с.).

Технической задачей предлагаемого изобретения является снижение потери приемистости низкопроницаемых пластов, повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, сохранение пластовой энергии, увеличение времени между очистками призабойной зоны нагнетательных скважин и, как результат, экономия материальных затрат на поддержание пластового давления.

Техническая задача решается предлагаемым способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающим закачку воды в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта.

Новым является то, что непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа.

Новым является также то, что излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины выполняется в следующей последовательности.

Выбирают нагнетательную скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации. Воду, подготовленную на головных очистных сооружениях, закачивают насосом через водовод в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления в продуктивном пласте. Величина устьевого давления в нагнетательной скважине должна быть не менее величины, обеспечивающей самоизлив нагнетательной скважины при остановке работы насоса при открытых задвижках устьевой арматуры.

Непосредственно перед остановкой работы насоса производят закачку в нагнетательную скважину водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема V₁ спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема V ₂ эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема V₃ перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом:

где V₁ - внутренний объем спущенных в забой насосно-компрессорных труб, определяемый по формуле (2), м³;

V ₂ - объем скважины, заключенный между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта, определяемый по формуле (3), м ³:

V₃ - объем перфорированного пласта, определяемый по формуле (4), м³ ,

где d_НКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

L_НКТ - длина колонны насосно-компрессорных труб, м.

где d_ЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L_X - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, м.

где D_ЭК - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;

R - радиус охвата изливом перфорированного пласта от забоя нагнетательной скважины, м;

Н_ПЛ - перфорированная мощность пласта, м;

m - пористость пласта, доли ед.

В качестве газа применяют некоррозионноактивный газ, преимущественно попутный нефтяной газ, например, из близко расположенной добывающей скважины (возможно также применение азота, углекислого газа и др.), при этом отношение объема газа в пластовых условиях и воды при приготовлении водогазовой смеси варьируют в широком диапазоне (от 1:1 до 1:5). После закачки указанного выше объема водогазовой смеси в нагнетательную скважину производят остановку закачки путем остановки насоса или закрытия задвижки на водоводе, соединяющем нагнетательную станцию с насосом. Затем производят манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и производят излив жидкости из нагнетательной скважины в высокоприемистую нагнетательную скважину или в емкость в приустьевой зоне нагнетательной скважины с максимальным расходом. При этом резко снижается забойное давление, в результате чего в забое и призабойной зоне пласта нагнетательной скважины происходит интенсивное разделение фаз, гидродинамическое перемешивание с захватом загрязняющих частиц и выносом их потоком излива из призабойной зоны пласта в забой нагнетательной скважины. Кроме того, образующиеся газовые пузырьки способствуют поддержанию пор и трещин призабойной зоны пласта в раскрытом состоянии, одновременно обеспечивая более интенсивный вынос загрязнений в забой нагнетательной скважины и далее по насосно-компрессорным трубам на устье нагнетательной скважины за счет эффекта газлифта. При движении пузырьков с потоком излива по насосно-компрессорным трубам также повышается степень очистки их внутренней поверхности за счет гидродинамического перемешивания и более интенсивного выноса загрязняющих частиц на устье нагнетательной скважины. Вынесенные на устье загрязнения и свободный газ сепарируют и утилизируют. Концентрация выносимых изливом загрязнений контролируется путем отбора контрольных проб через пробоотборник. При снижении в жидкости излива концентрации выносимых загрязнений излив останавливают путем манипулирования задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и восстанавливают первоначальную схему закачки в нагнетательную скважину.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает более интенсивную очистку призабойной зоны пласта нагнетательной скважины от кольматирующих загрязнений в сравнении с обычным изливом, сохраняя при этом пластовую энергию за счет незначительной величины объема излива.

Пример конкретного выполнения

Выбирают нагнетательную скважину, приемистость которой снизилась за время эксплуатации с 50 до 10 м ³/сут. Воду, подготовленную на головных очистных сооружениях, закачивают насосом при устьевом давлении 15 МПа через водовод в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления в продуктивном пласте, при этом в нагнетательную скважину закачивают воду с низкой концентрацией нефтяных частиц и твердых взвешенных частиц (порядка 10...20 мг/л) и незначительных их размерах - порядка 2...20 мкм.

Характеристики нагнетательной скважины и призабойной зоны пласта следующие:

d_НКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, равен 0,051 м;

L_НКТ - длина колонны насосно-компрессорных труб, равна 1600 м;

d_ЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равен 0,130 м;

D _ЭК - внешний диаметр эксплуатационной колонны, равен 0,146 м;

L_X - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, равно 24 м;

R - радиус охвата изливом перфорированного пласта от забоя нагнетательной скважины, принимаем равным 0,5 м;

Н_ПЛ - перфорированная мощность пласта, равна 5,2 м;

m - пористость пласта, равна 0,17 (доли ед).

По формулам (2)-(4) и (1) производят расчет необходимого объема закачиваемой водогазовой смеси:

Непосредственно перед остановкой работы насоса производят закачку в нагнетательную скважину водогазовой смеси в рассчитанном по формуле (1) объеме, равном 4,5 м ³. В качестве газа применяют попутный нефтяной газ из близко расположенной добывающей скважины, при этом отношение объема газа в пластовых условиях и воды при приготовлении водогазовой смеси принимают 1:3. После закачки указанного выше объема водогазовой смеси в нагнетательную скважину производят остановку закачки путем остановки насоса или закрытия задвижки на водоводе, соединяющем нагнетательную станцию с насосом. Затем производят манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и производят излив жидкости из нагнетательной скважины в емкость в приустьевой зоне нагнетательной скважины с максимальным расходом. При этом резко снижается устьевое давление с 15 до 5 МПа, вызывая резкое снижение забойного давления, в результате чего в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины происходит интенсивное разделение фаз, гидродинамическое перемешивание с захватом загрязняющих частиц и выносом их потоком излива из призабойной зоны пласта в забой нагнетательной скважины. Образующиеся в изливе газовые пузырьки способствуют поддержанию пор и трещин призабойной зоны пласта в раскрытом состоянии, одновременно обеспечивая интенсивный вынос загрязнений в забой нагнетательной скважины и далее по насосно-компрессорным трубам на устье нагнетательной скважины за счет эффекта газлифта, при этом концентрация загрязняющих частиц, выносимых из призабойной зоны пласта, в изливе меняется в интервале от 250 до 1200 мг/л, в отдельных порциях доходя до 143 г/л (промысловые данные). Концентрация выносимых изливом загрязнений контролируется путем отбора контрольных проб через пробоотборник (в промысловых условиях степень загрязнения контролируется визуально путем сравнения с предварительно отобранной контрольной пробой закачиваемой чистой воды). Вынесенные на устье загрязнения и свободный газ сепарируют и утилизируют. За счет интенсивного выноса загрязнений объем загрязненного излива составляет 5...6 м³. При снижении в жидкости излива концентрации выносимых загрязнений излив останавливают путем манипулирования задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и восстанавливают первоначальную схему закачки в нагнетательную скважину. В результате очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины приемистость ее увеличивается близко к первоначальной величине (до 95% от первоначальной величины).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины достигается за счет сохранения приемистости нагнетательных скважин на проектном уровне, сокращения объема изливаемой воды и сохранения пластовой энергии за счет интенсификации процесса выноса загрязнений.

Использование данного предложения позволяет при небольших дополнительных капитальных затратах с помощью существующей системы поддержания пластового давления произвести восстановление приемистости низкопроницаемых пластов без подземного и капитального ремонта скважин за счет регулируемого излива жидкости и утилизации выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений, сократить объем излива и сохранить пластовую энергию, увеличить время между капитальными очистками призабойной зоны нагнетательных скважин и, как результат, экономить материальные затраты на поддержание пластового давления.