способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня

Формула изобретения

1. Способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что в качестве газовой среды в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают смесь азота с диоксидом углерода, смесь гелия с диоксидом углерода, смесь аргона с диоксидом углерода, диоксид углерода или тетрафторэтан, осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см ² и производительностью подачи закачиваемого газа 100-1200 м³/ч с последующим вытеснением скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление закачиваемого газа снижают, затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличивают давление закачиваемого газа до значения пускового давления, при этом пусковое давление закачиваемого газа предварительно рассчитывают по формуле



где h - глубина погружения труб под статический уровень, м;

- плотность жидкости, т/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле



где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м;

h_ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м;

Pmax - максимальное давление закачиваемого газа, МПа;

максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле



где Pmax - максимальное давление закачиваемого газа, МПа,

при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь азота с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 об.% диоксида углерода.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь гелия с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 об.% диоксида углерода.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь аргона с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 об.% диоксида углерода.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что на предварительно закачанную в скважину «подушку» газовой среды дополнительно закачивают нефть до достижения закачанной газовой средой башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», при этом давление столба закачиваемой нефти (Рж) рассчитывают по формуле



где Н - высота столба нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока пластового флюида из пласта новых и отремонтированных добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при освоении и интенсификации притока нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин путем понижения гидростатического уровня жидкости в затрубном пространстве колонны насосно-компрессорных труб и последующего поддержания уровня на определенной отметке.

Известен способ вызова притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости ее вытеснением газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб (см. патент РФ № 2095560, МПК Е21В 43/27, 1997 г.).

Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:

- незначительное увеличение производительности притока пластового флюида,

- обладает достаточно высоким забойным давлением,

- недостаточная эффективность поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт в процессе дальнейшей эксплуатации скважины,

- низкий уровень пожаробезопасности проводимых на скважине работ.

Задачей изобретения является создание способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня.

Техническим результатом является снижение забойного давления и интенсификация притока пластового флюида, а также повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.

Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в предложен способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб, при этом в качестве газовой среды в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают смесь азота с диоксидом углерода, смесь гелия с диоксидом углерода, смесь аргона с диоксидом углерода, диоксид углерода или тетрафторэтан (СH₂FСF₃), осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см ² и производительностью подачи закачиваемого газа 100-1200 м³/час с последующим вытеснением скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление закачиваемого газа снижают, затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличивают давление закачиваемого газа до значения пускового давления, при этом пусковое давление закачиваемого газа предварительно рассчитывают по формуле

,

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,

р - плотность жидкости, т/м³ ,

g - ускорение силы тяжести, м/сек² ,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа.

- плотность жидкости, т/м³,

максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле

где Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа

- плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки

первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь азота с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь гелия с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь аргона с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом на предварительно закаченную в скважину «подушку» газовой среды дополнительно закачивают нефть до достижения закаченной газовой средой башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», при этом давление столба закачиваемой нефти рассчитывают по формуле

,

где - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Среди существенных признаков, характеризующих способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, отличительными являются:

- закачивание в качестве газовой среды в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины смеси азота с диоксидом углерода, смеси гелия с диоксидом углерода, смеси аргона с диоксидом углерода, диоксида углерода или тетрафторэтана (СH₂ FCF₃),

- осуществление воздействия на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см ² и производительностью подачи закачиваемого газа 100-1200 м³/час,

- вытеснение скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижение плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление закачиваемого газа снижают,

- в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонное увеличение давления закачиваемого газа до значения пускового давления,

- предварительный расчет пускового давления закачиваемого газа по формуле

,

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,

p - плотность жидкости, т/м³ ,

g - ускорение силы тяжести, м/сек² ,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

- расчет расстояния от устья скважины до места установки первого клапана по формуле

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа.

- плотность жидкости, т/м³,

- расчет максимального давления закачиваемого газа с учетом глубины установки пускового клапана по формуле

где Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа

- плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины,

- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси азота с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,

- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси гелия с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,

- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси аргона с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,

- дополнительная закачка нефти на предварительно закаченную в скважину «подушку» закачиваемого газа до достижения закачиваемым газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитывают по формуле

,

где - плотность жидкости, т/м³,

Н - высота столба нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Перед пуском скважина заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, жидкостью глушения или водой), уровень которой соответствует пластовому давлению. Проводят вытеснение жидкости продавкой рабочим газом, причем в качестве рабочего газа в заполненное водой затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают смесь азота с диоксидом углерода, смесь гелия с диоксидом углерода, смесь аргона с диоксидом углерода, диоксид углерода или тетрафторэтан (СН₂FСF₃ ), при этом смесь азота с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода, смесь гелия с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода и смесь аргона с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. Осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см² и производительностью подачи газа 100-1200 м³/час с последующим вытеснением скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части.

Пусковое давление закачиваемого газа предварительно рассчитывают по формуле

где h - глубина погружения труб под статический уровень, м

p - плотность жидкости, т/м³

g - ускорение силы тяжести, м/сек²

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм.

Наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки газа в процессе штатной эксплуатации скважины.

Пусковое давление закачиваемого газа снижают и затем монотонно увеличивают давление газа до значения пускового давления в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья.

Расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле

где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,

Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа,

- плотность жидкости, т/м³.

Максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле

где Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,

- плотность жидкости, т/м³,

g - ускорение силы тяжести, м/сек²,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,

d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,

L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,

h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м.

В случае если расчетное пусковое давление превышает давление опрессовки эксплуатируемой колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закаченную в скважину «подушку» закаченного газа дополнительно закачивают в скважину нефть до достижения закаченным газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», при этом давление столба нефти рассчитывают по формуле

,

где - плотность жидкости, т/м³,

H - высота столба нефти.

Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто снижение забойного давления, значительно интенсифицирован приток пластового флюида, а также достигнуто повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт. При этом одновременно значительно повышен уровень пожаробезопасности проводимых на скважине работ.

В таблице 1 приведены технологические параметры закачиваемого газа и полученный технический результат.

Реализация предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня иллюстрируется следующими примерами осуществления.

Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины с диаметром колонны 168 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.

На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем опрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.

С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление азота с учетом глубины установки пускового клапана.

Закачкой в затрубное пространство скважины аргона с 50 об.% диоксида углерода под давлением 150 кгс/см² и производительностью 100 м³/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней. Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление закаченного газа. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закаченного газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление закачиваемого газа до значения пускового давления.

Достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта на 18%. При этом повышена эффективность поддержания постоянным газового воздействия на продуктивный пласт скважины при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.

Пример 2. Провели работы по освоению добычи скважины с диаметром колонны 168 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, глубины текущего забоя и давления опрессовки вводимой в эксплуатацию колонны.

На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем опрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.

С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление аргона с учетом глубины установки пускового клапана.

Закачкой в затрубное пространство скважины азота с 90 об.% диоксида углерода под давлением 600 кгс/см ² и производительностью 1200 м³/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней.

В связи с тем, что расчетное пусковое давление превысило давление опрессовки данной вводимой в эксплуатацию колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закаченную в скважину «подушку» нейтрального газа закачали нефть до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитали по формуле

,

где - плотность жидкости, т/м³,

H - высота столба нефти.

Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление аргона. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи аргона до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление аргона до значения пускового давления.

Достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта на 15%. При этом повышена эффективность поддержания постоянным газового воздействия на продуктивный пласт скважины при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.

Технологические параметры закачиваемого газа и полученный технический результат
№ мате риала	Диаметр колонны, мм	Вид и состав закачиваемого газа	Параметры закачки газа	Увеличение интенсивности притока нефти, %	Эффективность поддержания постоянного воздействия на пласт	Пожаро-безопасность
Давление, кгс/см	Объем газа, м3 /час
1	146	Аr+10 об. % СO2	150	100	15	высокая	высокая
2	146	Ar+50 об. % СO2	400	600	18	высокая	высокая
3	168	Аr+90 об. % СO2	600	1200	14	высокая	высокая
4	168	Ar+10 об. % СO2	600	100	15	высокая	высокая
5	146	Ar+50 об. % СO2	400	600	17	высокая	высокая
6	168	Ar+90 об. % СO2	150	1200	16	высокая	высокая
7	146	Ar+10 об. % СO2	400	100	18	высокая	высокая
8	168	Ar+50 об. % СO2	400	600	17	высокая	высокая
9	168	Ar+90 об. % СO2	600	1200	15	высокая	высокая
10	146	Не+10 об. % СO2	150	100	14	высокая	высокая
11	146	Не+50 об. % СO2	400	600	15	высокая	высокая
12	168	Не+90 об. % СO2	600	1200	16	высокая	высокая
13	168	Не+10 об. % СO2	600	100	15	высокая	высокая
14	146	Не+50 об. % СO2	400	600	17	высокая	высокая
15	168	Не+90 об. % СO2	150	1200	16	высокая	высокая
16	146	Не+10 об. % СO2	400	100	18	высокая	высокая
17	168	Не+50 об. % СO2	400	600	17	высокая	высокая
18	168	Не+90 об. % СO2	600	1200	15	высокая	высокая
19	168	N2+10 об. % СO2	150	100	14	высокая	высокая
20	168	N2+50 об. % СO2	400	600	15	высокая	высокая
21	146	N2+90 об. % СO2	600	1200	16	высокая	высокая
22	146	N2+10 об. % СO2	600	100	15	высокая	высокая
23	168	N2+50 об. % СO2	400	600	15	высокая	высокая
24	168	N2+90 об. % СO2	150	1200	14	высокая	высокая
25	146	N2+10 об. % СO2	400	100	15	высокая	высокая
26	168	N2+50 об. % СO2	400	600	16	высокая	высокая
27	146	N2+90 об. % СO2	600	1200	15	высокая	высокая
28	168	СO2	150	100	17	высокая	высокая
29	168	СO2	400	600	16	высокая	высокая
30	146	СO2	600	1200	18	высокая	высокая
31	146	CH2FCF3	600	100	18	высокая	высокая
32	168	CH2FCF3	400	600	17	высокая	высокая
33	168	CH2FCF3	150	1200	15	высокая	высокая