способ вызова притока пластового флюида из скважины

Формула изобретения

Способ вызова притока пластового флюида из скважины, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, отличающийся тем, что при пластовом давлении в пределах от 0,8 до 1 гидростатического давления столба жидкости в скважине перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, после спуска колонны НКТ в скважину производят замену столба жидкости в скважине закачкой в колонну НКТ бустерным агрегатом газожидкостной смеси - пены большой плотности, включающей поверхностно-активное вещество, с малой степенью аэрации от 5 до 7 м³/м ³, после чего производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в затрубное пространство скважины с заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности и путем постепенного повышения степени аэрации доводят снижение давления на продуктивный пласт до достижения заданной величины, которую контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, далее, поддерживая достигнутую величину давления, путем изменения давления закачки бустерного агрегата производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины, при наличии притока пластового флюида из скважины заменяют пену в скважине на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта, причем при отсутствии притока пластового флюида из скважины циркуляцию пены останавливают, определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор, после чего по колонне НКТ производят закачку и продавку кислотной композиции в пласт, выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 ч, после чего открывают затрубную задвижку и повторяют операции, описанные выше, при этом после процесса замены пены большой плотности на пену меньшей плотности определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU № 2272897, МПК⁸ Е21В 43/18; В 43/27, опубл. 27.03.2006 г. в бюл. № 9), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO₂ и соляной кислоты НСl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;

- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется.

Также известен способ вызова притока пластового флюида из скважины (Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, стр.270-271), включающий снижение давления на продуктивный пласт путем подачи в нее с поверхности газа или газожидкостной смеси и замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью, при этом газ подают компрессором.

Недостатками этого способа являются:

- во-первых, потребность в компрессоре - источнике нейтрального пожаро- и взрывобезопасного в условиях скважины газа высокого давления;

- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не контролируется с устья скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока пластового флюида из скважины (патент RU № 2263206, МПК⁸ Е21В 43/25, опубл. 27.10.2005 г. в бюл. № 30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в ней газонефтяной смесью путем подачи смеси бустерным агрегатом с отбором составляющих смеси из работающей скважины или из коллектора сбора продукции, при этом требуемое соотношение составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт обеспечивают отбором составляющих смеси через сепаратор, выходы которого сообщены с коллектором сбора продукции.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, для отбора составляющих смеси (газа и жидкости), необходимых для работы бустерной установки, нужен источник в виде работающей скважины или коллектора сбора продукции;

- во-вторых, для получения стабильной плотности газожидкостной смеси (пены) необходима добавка поверхностно-активных веществ в качестве пенообразователя, иначе возможны преждевременное разложение пены на компоненты, потеря ее расчетной плотности и, как следствие, снижение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из скважины;

- в-третьих, практически невозможно подобрать требуемое соотношение составляющих газожидкостной смеси для достижения заданной депрессии на пласт, не контролируя изменение значений забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта;

- в-четвертых, при вызове притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) бустерным агрегатом в затрубное (кольцевое) пространство жидкость вытесняется на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), создается репрессия на пласт, поэтому при освоении скважин, в которых пластовое давление в пределах от 0,8 до 1 гидростатического давления столба скважинной жидкости, по мере приближения столба пены в кольцевом пространстве к нижнему концу колонны НКТ, в пласт проникает значительное количество скважинной жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности процесса вызова притока пластового флюида из скважины и значительно снижает продуктивность пласта. Наоборот, если вызов притока пластового флюида из скважины, пластовое давление в которой в пределах от 0,8 до 1 гидростатического давления столба скважинной жидкости, осуществляют только путем закачки газожидкостной смеси в колонну НКТ, то в начальный момент вызова притока это требует более высоких давлений, развиваемых бустерным агрегатом для вытеснения скважинной жидкости из кольцевого пространства на поверхность, вследствие большой разницы поперечных сечений кольцевого и трубного пространств, поэтому процесс снижения плотности пены, т.е. степень ее аэрации затягивается, что в свою очередь увеличивает продолжительность процесса вызова притока пластового флюида из скважины.

Задачей изобретения является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из пласта, пластовое давление которого в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине за счет исключения преждевременного вызова притока пластового флюида из скважины и придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния с возможностью изменения степени ее аэрации со сведением до минимума поступления скважинной жидкости в пласт в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также контроль за изменением забойного давления в процессе вызова притока.

Поставленная задача решается способом вызова притока пластового флюида из скважины, включающим спуск колонны НКТ в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт.

Новым является то, что при пластовом давлении в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, после спуска колонны НКТ в скважину производят замену столба жидкости в скважине закачкой в колонну НКТ бустерным агрегатом газожидкостной смеси - пены большой плотности, включающей поверхностно-активное вещество, с малой степенью аэрации от 5 до 7 м³/м³ , после чего производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в затрубное пространство скважины с заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности и путем постепенного повышения степени аэрации доводят снижение давления на продуктивный пласт до достижения заданной величины, которую контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата, производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины, при наличии притока пластового флюида из скважины заменяют пену в скважине на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта, причем при отсутствии притока пластового флюида из скважины циркуляцию пены останавливают, определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор, после чего по колонне НКТ производят закачку и продавку кислотной композиции в пласт, выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 ч, после чего открывают затрубную задвижку и повторяют операции, описанные выше, при этом после процесса замены пены большой плотности на пену меньшей плотности определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор.

На фиг.1 изображена схема замены жидкости в скважине закачкой газожидкостной смеси (пены) в колонну НКТ.

На фиг.2 изображена схема вызова притока пластового флюида из скважины закачкой газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

При пластовом давлении в скважине, находящимся в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине, должно выполняться условие

где P_пл - пластовое давление в скважине, МПа;

P_г - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, МПа.

Например, при пластовом давлении 14 МПа и гидростатическом давлении столба жидкости в скважине высотой Н=1680 м

где - плотность жидкости в скважине, кг/м³, например, плотность воды составляет 1000 кг/м³;

g - ускорение свободного падения составляет 9,8 м/с² ;

Н - высота столба жидкости в скважине от пласта до устья, м.

Тогда, подставляя в формулу (2), получим

Р_г=1000 кг/м³×9,8 м/с²×1680 м=16.8 МПа.

Подставляя в формулу (1), получим:

14 МПа=(0,8-1)×16,8 МПа=13,4-16,8 МПа, что удовлетворяет условию (1).

Далее производят сборку и обвязку оборудования. Для этого перед спуском колонны НКТ 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр 3 (на фиг.1 показан условно), при этом его показания передаются на станцию управления (на фиг.1 и 2 не показано), что позволяет отслеживать изменение забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта 4. В скважину 2 спускают колонну НКТ 1, при этом ее нижний конец должен находиться на глубине h на 2-3 метра выше подошвы пласта 4.

На устье скважины 2 устанавливают планшайбу 5 с центральной задвижкой 6 на нагнетательной линии 7. Обвязывают затрубную задвижку 8 выкидной линией 9 с желобной емкостью 10. Центральную задвижку 6 обвязывают с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 11, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Открывают центральную 6 и затрубную 8 задвижки. Например, по показаниям на станции управления дистанционного глубинного манометра 3 значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа. На устье скважины 2 приготавливают газожидкостную смесь (пену), представляющую собой водный раствор с поверхностно-активным веществом (ПАВ), при этом ПАВ применяют в качестве пенообразователя.

Необходимый объем водного раствора ПАВ для вызова притока пластового флюида из скважины определяют исходя из кратности пены, которая составляет 3,5-5 в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также из требуемого объема газожидкостной смеси V_г , складывающегося из объема V₁ скважины для замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь перед началом вызова притока и объема V₂ скважины для циркуляции газожидкостной смеси (пены) в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, т.е. из двух равных объемов одной скважины, а именно: V₁ =V₂, тогда V_г=2V₁, а при кратности пены 3,5-5 объем водного раствора ПАВ определяют по формуле

где V_в - объем водного раствора ПАВ, м³;

V_г - требуемый объем газожидкостной смеси, м³.

3,5-5 - кратность пены.

Например, при глубине скважины: L=1700 м и диаметре обсадной колонны 168×9 мм объем газожидкостной смеси для всего процесса вызова притока определяют по формуле

где V₁ - объем скважины, м;

П=3,14;

d - внутренний диаметр обсадной колонны скважины, м, т.е.

d=168 мм - (9 мм ×2)==150 мм = 0,15 м;

L - глубина скважины от устья до забоя, м.

Тогда подставляя в формулу (4): V ₁=(3,14×(0,15 м)²/4)×1700 м=30 м ³, а требуемый объем газожидкостной смеси: V_г =2V₁=2×30 м³=60 м³.

При кратности пены от 3,5 до 5 примем кратность пены равной 4.

Тогда требуемый объем водного раствора ПАВ определяют по формуле (3)

V_в=2V ₁/(3,5-5)=60 м³/4=15 м³, примем объем водного раствора ПАВ равным 15 м³. Приготавливают водный раствор ПАВ. Для этого в пресную воду плотностью =1000 кг/м³ добавляют ПАВ, например сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды или другие ПАВ, например ОП-7; ОП-10 (по ТУ 8433-81) в концентрации 0,3-0,6% от объема пресной воды. Заполняют емкость 12 бустерного агрегата 11 водным раствором ПАВ (см. фиг.1). В качестве газа, безопасного по условиям воспламенения углеводородной среды, используют сгенерированный посредством газогенератора 13 бустерного агрегата 11 газ (например, азот), как результат сгорания топлива (бензина, дизельного топлива) в сжатом воздухе, т.е. выгорания кислорода.

Газ от газогенератора 13 подается в бустерное (смешивающее) устройство 14, где происходит непрерывное перемешивание газа с технологической жидкостью в виде водного раствора ПАВ (с образованием газожидкостной смеси), подаваемого бустерным насосом 15 из емкости 12 бустерного агрегата 11. Открывают центральную задвижку 6 и через нагнетательную линию 7 бустерным агрегатом 11 подают газожидкостную смесь (пену) в колонну НКТ 1, т.е. в трубное пространство 16 скважины 2 с целью замены всего столба жидкости в скважине (скважинной жидкости), при этом закачку пены производят с малой степенью аэрации от 5 до 7 м³/м³, т.е. 5-7 м ³ воздуха на 1 м³ водного раствора ПАВ, при этом расход водного раствора ПАВ принимают равным 6-8 л/с. Закачка пены с малой степенью аэрации (от 5 до 7 м³/м ³) позволяет иметь в стволе скважины в процессе последующего вызова притока пластового флюида вместо воды пену, не вызывая при этом преждевременного притока пластового флюида из пласта, а также позволяет предотвратить образование воздушных пробок в скважине, так как наличие последних резко повышает давление, вследствие чего нарушается нормальный процесс ценообразования. В момент достижения столбом пены нижнего конца НКТ 1 из затрубного пространства 17 НКТ 1 через затрубную задвижку 8 и выкидную линию 9 в желобную емкость 10 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой пеной. Закачку пены в трубное пространство 16 продолжают до полной замены скважинной жидкости объемом V₁, т.е. до появления пены в желобной емкости 10 (определяют по появлению циркуляции пены).

Смысл этой технологической операции в том, чтобы в стволе скважины в процессе ее освоения вместо воды иметь пену, не вызывая при этом преждевременного притока пластового флюида. После этого производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство 17 (см. фиг.2) скважины 2. Для этого на устье скважины 2 устанавливают планшайбу 5 с центральной задвижкой 6 (см. фиг.2), выкидную линию 9 обвязывают с желобной емкостью 10.

Обвязывают затрубную задвижку 8 скважины 2 с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 11, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Открывают центральную 6 и затрубную 8 задвижки. Например, по показаниям на станции управления дистанционного глубинного манометра 3 значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа.

Нагнетают пену в затрубное пространство 17 через нагнетательную линию 7 и открытую затрубную задвижку 8, далее заменяют в скважине 2 пену большой (первоначальной) плотности (5-7 м³/м ³) на пену меньшей плотности (до 120-150 м³/м ³) путем постепенного повышения степени аэрации от 5-7 м³/м³ и выше, т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 13, в бустерное устройство 14 бустерного агрегата 11, при постоянном расходе водного раствора ПАВ, равном 6-8 л/с, при этом циркуляцию пены продолжают закачкой бустерным агрегатом 11 по нагнетательной линии 7 в затрубное пространство 17 и выходом в желобную емкость 10 через выкидную линию 9 и трубное пространство 16 колонны НКТ 1 до достижения заданной величины снижения давления за счет повышения степени аэрации, например, до 150 м³/м³ на продуктивный пласт, при этом отслеживают показания дистанционного глубинного манометра 3, значение которого постепенно снижается.

Например, значение заданной величины (допустимой депрессии) снижения давления на продуктивный пласт составляет 4 МПа (заданную величину снижения давления определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от прочности цементного кольца за обсадной колонной, условий устойчивости призабойной зоны пласта и др. (см. Булатов А.И. Освоение скважин [Текст]: справ, пособие / А.И.Булатов, Ю.Д.Кагмар, П.П.Макаренко: под ред. Яремийчука Р.С. - М.: ООО «Недра-Бизнес», 1999. - 473 с.). Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже 9 МПа - 4 МПа = 5 МПа. Таким образом, постепенно, увеличивая степень аэрации пены (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 13 бустерного агрегата 11), в зависимости от изменения пластового давления добиваемся допустимой депрессии на пласт 4. При достижении заданного значения забойного давления в 4 МПа циркуляцию пены продолжают, но при этом прекращают повышение степени аэрации пены. Далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата (противодавления на устье скважины), производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины (V₂), при этом контролируют давление по показаниям дистанционного глубинного манометра 3.

Наличие притока из пласта 4 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 10 совместно с пеной. При достаточной величине притока пластового флюида из скважины (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от предыдущего дебита в процессе эксплуатации данной скважины) вызов притока пластового флюида прекращают и в скважине заменяют скважинную жидкость на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта 4. Например, технологическая жидкость на нефтяной основе с удельным весом 900-930 кг/м³, которая наиболее соответствует по физико-химическим параметрам удельному весу добываемой из пласта 4 продукции, при этом обеспечивают сохранение коллекторских свойств пласта 4. Производят подъем колонны НКТ 1, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.

В случае отсутствия притока пластового флюида из скважины (определяют по наличию выхода пластового флюида вместе с пеной на устье скважины в желобную емкость 10), при достижении значения заданной допустимой депрессии на пласт, как описано выше, циркуляцию пены останавливают.

Определяют кислотность пластового флюида из скважины (продукции) с помощью лакмусовой бумаги, опускаемой в желобную емкость 10 (отбором проб) и по изменению ее цвета определяют величину рН-фактора.

По колонне НКТ 1 производят закачку кислотной композиции (например, HCI-12%+HF-5%+1%, остальное водный раствор МЛ-81Б), закрывают затрубную задвижку 8 и производят продавку кислотной композиции продавочной жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³ в пласт 4, после чего выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 часов. Затем открывают затрубную задвижку 8 и повторяют операции, описанные выше по вызову притока пластового флюида из скважины с заменой продавочной жидкости на пену большой плотности в объеме V₁ и заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности в объеме V₂.

После замены пены большой плотности на пену меньшей плотности при циркуляции пены в объеме скважины (V₂) определяют кислотность продукции путем отбора проб на рН-фактор. рН - фактор позволяет определить кислотность продукции, которая была получена в процессе вызова притока и необходим для снижения кислотности продукции, получаемой в результате вызова притока пластового флюида из скважины, вызывающей коррозию нефтепромыслового оборудования. рН-фактор определяют путем отбора проб с помощью лакмусовой бумаги, опускаемой в желобную емкость 10 и по изменению ее цвета определяют величину (рН).

Замеряют кислотность продукции (pH₁) до закачки и продавки кислотной композиции в пласт, например pH₁ равно 5. Далее производят вызов притока пластового флюида из пласта и после замены пены большой плотности на пену меньшей плотности после циркуляции пены в объеме скважины V₂ закачку прекращают.

Затем замеряют кислотность pН₂, если это значение примерно равно 5, то циркуляцию пены прекращают. Если pH₂ меньше pH₁, то производят дополнительную циркуляцию пены, например в объеме скважины (V₂), до достижения необходимой величины рН, равной 5.

Демонтируют оборудование, использовавшееся для вызова притока пластового флюида из скважины, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано) и запускают ее в работу с отбором пластового флюида из скважины.

Реализация предлагаемого способа позволит повысить качество и эффективность вызова притока пластового флюида из скважины, пластовое давление в которой в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине за счет применения в качестве пенообразователей поверхностно-активных веществ (ПАВ) для придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния, позволяющего сохранить ей заданную плотность в течение всего процесса вызова притока из скважины, а также из-за возможности изменения степени аэрации пены в широких пределах с одновременным контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока посредством дистанционного глубинного манометра. Первоначальная закачка пены для замены столба скважинной жидкости по колонне НКТ с последующим вызовом притока закачкой пены в затрубное пространство позволяет минимизировать поступление скважинной жидкости в пласт, снизить негативное воздействие скважинной жидкости на пласт, снизить давление, создаваемое бустерным агрегатом в процессе вызова притока, и повысить эффективность вызова притока пластового флюида из пласта.