Способ восстановления производительности добывающих скважин

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к восстановле нию производительности преимущественно механизированных добывающих скважин, вскрывших пласты толщиной до 10м и проницаемостью до 3 х 10 мм , при соотношении вязкостей нефти и воды в пластовых условиях более одного и наличии воды в продукции скважины. Цель-повышение эффективности способа восстановления производительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты с малой толщиной. Для этого циклически создают репрессию на пласт, причем минимальное значение репрессии определяют из выражения Р(к) 16.4 - 9 х 107 к + +1,35 х 10 к2, где к - проницаемость пласта , мм2; АР- репрессия на пласт, МПа, а максимальное значение репрессии ограничивают давлением опрессовки, при этом закачку рабочего агента ведут с расходом от 0,5 до 3,0 м3/ч. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. & ш С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я}з Е 21 В 43/25

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4871337/03 (22) 03.10.90 (46) 15.04.93. Бюл. N- 14 (71) Кимрское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа (72) С.К,Анабаев, И.И.Лаптев, M,А.Лембумба и Р.Ш.Мамлеев (56) Авторское свидетельство СССР

М 423921, кл. Е 21 В 43/20, 1971. (54) СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к восстановле. нию производительности преимущественно механизированных добывающих скважин, Р

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к восстановлению производительности преимущественно механизированных добывающих скважин, вскрывших продуктивные пласты толшиной до 10 м и проницаемостью до 3 х 10 мм (300 мД), при соотношении вязкостей нефти и воды в властовых условиях более одного и наличии воды в продукции скважины.

Цель изобретения — повышение эффективности способа восстановления производительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты малой толщины, Цель достигается за счет того, что в способе восстановления производительности добывающих скважин, включающем создание репрессии на пласт и закачку рабочего агента, после создания репрессии и закачки

„„Я „„1809015 А1 вскрывших пласты толщиной до 10 м и проницаемостью до 3 х 10 7 мм2, при соотношении вязкостей нефти и воды в пластовых условиях более одНого и наличии воды в продукции скважины. Цель — повышение эффективности способа восстановления производительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты с малой толщиной. Для этого циклически создают репрессию на пласт, причем минимальное значение репрессии определяют из выражения Р(к) = 16.4 — 9 х i0 к +

+1,35 х 10 к, где к — проницаемость пласта, мм, Ь P — репрессия на пласт, МПа, а

2, максимальное значение репрессии ограничивают давлением опрессовки, при этом закачку рабочего агента ведут с расходом от

0,5 до 3.,0 м /ч. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Ф рабочего агента осуществляют выдержку, причем значение минимальной репрессии на пласт определяют из выражения

Л Р(к)=16,4 — 9x10 к+1,35х 10 к, Ор где к — проницаемость пласта, мм;

Л P — репрессия на пласт, МПа.

На чертеже приведен график зависимости минимальной репрессии давления Л Р на пласт, равной давлению страгивания капиллярной воды, от проницаемости пласта (Я к.

П редлагаемый способ реализуют следующим образом.

° ююЪ

Для скважины, находившейся в простое

3 — 5 и более суток и не дающей после ее пуска в эксплуатацию притока нефти, по промыслово-геологическим документам определяют его толщину и проницаемость, а также соотношение вязкостей нефти и воды

1809015. и обводненность продукции. Если толщина пласта не превышает 10 м, а проницаемость меньше 3 х 107 мм (300 мД) и при этом соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях составляет более единицы, тО при налйчии воды в продукции скважины по графику, приведенному на фиг.1, или по аппроксимирующей его зависимости вида

Л р(к) = 16,4 — 9 х 10т к + 1,35 х 1014 м2 к (1) 10 определяют в функции от проницаемости пласта к (мм ) значение минимальной репрессии на пласт

ЬР = Рзаб Рпл (2)

ГдЕ Рззб, Рпл — ЗабсйНОЕ И ПЛаСтОВОЕ даВЛЕ- 15 ния, МПа.

Зависимость, график которой приведен на чертеже, получена из серии лаборатор- . ных экспериментов по вытеснению углеводородной жидкости, вязкостью 2 МПа с, 20 водой, вязкостью 1 МПа с, т.е. в экспериментах имело место соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов. равное 2. В большинстве реальных случаев соотношение вязкостей нефти (вытесняемо- 25 . го агента) и воды (вытесняющего агента) больше 2; для этих случаев графики зависимостей Ь Р(к) будут лежать выше кривой, приведенной на чертеже. Учитывая это, зна- . чение репрессии Ь Р, определенное по 30 кривой, или по аппроксимирующей ее формуле (1), назвали минимальным, Зная из промысловых данных Рпл, иэ(2) определяют, что забойное давление, обеспечивающее значение минимальной ре- 35 . прессии, равно . Рззб 4P+ Рпл (3)

Зная забойное давление на начало произ. водства работ Рззб, о текущем значении забойного давления в скважине судят из 40 равенства

Рзаб - Рзлб+ Руст, (4) где Рут- давление на устье скважины, МПа.

В то же время, учитывая, что забойное давление на начало производства работ в 45 .оставленной скважине практически равно пластовому, из (4) имеем, что

Рззб Руст + Рпл, (5) . Иэ (3) и (5) следует, что

Póñò Ь Р. (6) 50

Равенство(6) говорит о том, что о минимальной и текущей репрессии на пласт можно ° судит по значению устьевого давления.

Через затрубную задвижку к устью скважины подключают насосный агрегат 55 или компрессор. В случае подключения насосного агрегата на линии, соединяющей

его с устьем скважины, устанавливают устройство измерения расхода и манометр.

Всас насосного агрегата соединяют с рабочим агентом и начинают его закачку в скважину. Закачку рабочего агента производят до тех пор, пока давление на устье скважины, регистрируемое по манометру в линии подключения насосного агрегата, не достигнет значения минимальной репрессии на пласт. После этого закачку прекращают и следят за темпом снижения устьевого. давления.

Если давление на устье скважины снижается медленнее, чем ожидаемое, то цикл повторяется пока не будет достигнут прор рыв блокады капиллярной воды в приствольной части. Из того факта, что скважина стала принимать рабочий агент, делают вывод; что она при вводе в эксплуатацию может начать давать приток нефти.

За все время производства работ по закачке рабочего агента в пласт, закачку производят при расходе от 0 5 до 3 м /ч. Столь низкий темп закачки рабочего агента объясняется тем, что при высоких скоростях закачки давление в скважине быстро возрастает до недопустимо больших значений, что может привести к порыву насоснокомпрессорной и обсадной колонн, При подключении на устье скважины компрессора закачку рабочего агента в пласт, в качестве которого в этом случае служит содержащаяся в скважине жидкость, производят под действием силы давления сжатого газа, подаваемого в устьевую часть скважины.

Вместо сжатого газа с выхода компрессора может быть использован попутный газ соседних скважин с высоким устьевым давлением. При конкретной реализации способа в качестве подаваемого в скважину насосной установкой рабочего агента применяют техническую воду.

Работоспособность и эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами следующих промысловых экспериментов.

Скв. 151 девятого куста Комсомольского месторождения Н ГДУ "Барсуковнефть" ПО

"Пурнефтегаз" осваивали фонтанным способом в течение более одного месяца. При этом был получен приток нефти 50 м /сут при динамическом уровне 980 м. Анализ промысловых данных показал, что скв, 151 должна была бы устойчиво работать фонтанным способом. Однако устойчивого фонтанирования скважины достигнуто не было иэ-за того, что в достаточной степени не был преодолен барьерный слой капиллярной во- ды. Было принято решение спустить в скв.

151 ЭЦН-50 на глубину 1400 м. По результатам освоения скважины фонтанным спо1809015

20

30 собом ЭЦН вЂ” 50 должен был бы работать устбйчиво, имея. выше приема насоса 420 м столба жидкости. Однако при выводе на режим ЭЦН вЂ” 50 срывал подачу жидкости. Это означает, что приток жидкости из пласта в объеме 50 м /сут достигнут не был из-за того, что при переводе с фонтанного способа эксплуатации на механизированный в .процессе глушения скважины призабойная эона пласта была дополнительно ухудшена за счет роста барьерного слоя капиллярной воды. Чтобы восстановить производительность скв. 151 на ней осуществили мероприятия по предлагаемому способу.

Убедились, что скв. 151 отвечает требо-, ваниям, предъявляемым к скважинам для внедрения способа: продуктивный пласт менее 10 м толщиной; проницаемость 1,7 х х 10 7 см (170 Мд); соотношение вязкостей нефти и воды более единицы, а продукция скважины обводнена.

llo формуле (1) определили, что минимальное значение репрессии на пласт при проницаемости 1,7 х 10 мм составляет около 5,0 МПа, т.е. определили, что закачку рабочего агента в пласт следует производить, начиная с давления на устье скважины, равного 5,0 МПа.

По промысловым данным определили,. что скв 151 была опрессована давлением

12,0 МПа. Это означает, что закачку рабочего агента в пласт можно было производить до давления на устье скважины, равного

12,0 МПа.

Обеспечили закачку в пласт скважинной жидкости с расходом около t м /ч. Такой темп закачки скважинной жидкости в пласт был обеспечен подачей газа из затрубного пространства соседней скв.324, Закачку скважинной жидкости в пласт производили в.течение 6 ч, т.е. в пласт было закачано около 6 м жидкости.

После осуществления укаэанных мероприятий ЭЦН-50 начал устойчиво рабо,тать с дебитом 50 м /сут, при динамическом уровне около 600 м от устья, Из-за отсутствия устойчивого фонтанирования скв.631 одиннадцатого куста Комсомольского месторождения НГДУ.

"Барсуковнефть" ПО "Пурнефтегаз" было решено перевести на механизированную добычу с помощью ЭЦН. Перед переводом на

ЭЦН на скв. 631 было решено провести испытания предлагаемого метода. Для этого убедились, что скв. 631 отвечает требованиям, предъявляемым к скважинам для внедрения способа. При проницаемости пласта около 2,1 х 10 мм по формуле (1) определили, что минимальная репрессия на пласт (минимальное значение устьевого давления) составляет около 3,45 МПа; максимальное устьевое давление (давление опрессовки скважины) приняли равным 12,0

15 МПа. Обеспечили закачку в пласт скважинной жидкости с расходом около 1,5 м /ч, используя для этого затрубный газ соседней по кусту скв. 335.

Закачку скважинной жидкости осуществляли в течение 8 ч. После этого скв. 631 перешла на устойчивое фонтанирование и необходимость перевода ее на ЭЦН отпала.

Формула изобретения

1. Способ восстановления производительности добывающих скважин, включающий создание репрессии на пласт и закачку рабочегоагента,отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа восстановления производительности добывающих скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты с малой толщиной, после создания репрессии на пласт и закачки рабочего агента осуществляют выдержку, причем значение минимальной репрессии

35 на пласт определяют из выражения

Ь Р(к) = 16,4 — 9 х 10 к + 1,35 х 101 к где к — проницаемость пласта, мм ;

Ь Р(к) — репрессия на пласт, МПа, а максимальное значение репрессии огра40 ничивают допустимым рабочим давлением скважинного оборудования, при этом закачку рабочего агента ведут с расходом от 0.5 до 3,0м /ч.

2. Способ поп.1, от лича ю щи йс я

45 тем, что операции создания репрессии на пласт, закачки рабочего агента и выдержки циклически повторяют.

1809015 аР, М/Жт

Составитель ИЛаптев

Техред M.Ìîðãåíòàë

КоРРектоР Е.ПаппРедактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 1265 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5