Способ возбуждения скважин путем барообработки

 

Использование: для увеличения добычи нефти и газа. Сущность изобретения: способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем барообработки, включающий остановку газовой или газоконденсатной скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, закачку в призабойную зону скважины после ее остановки до восстановления давления на устье порции жидкости, в режиме, предотвращающем глушение скважины, запуск скважины на факел до появления закаченной жидкости на устье. После этого скважину повторно останавливают и цикл повторяют.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для возбуждения газовых и газоконденсатных скважин путем барообработки призабойной зоны.

Известны методы возбуждения скважин, предусматривающие создание в пористой среде пласта циклических гидродинамических и тепловых возбуждений, представляющих периодическое отклонение с определенной частотой потенциала поля от некоторого, например, среднестатического его значения (см Технология и техника добычи нефти. Под редакцией А.Х.Мирзаджанзаде. М.: Недра 1986).

Такие циклические обработки эффективны только для нефтяных скважин, когда в призабойной зоне находится нефть, которая оказывает значительное влияние на фильтрационную характеристику пластовой жидкости.

В качестве прототипа выбран способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем ее барообработки, который предусматривает остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, последующий запуск ее в работу до расчетной величины снижения давления на устье (из соображений сохранения структуры пласта, недопущения интенсивной дегазации нефти в пласте и др.) и вновь закрывают. Такую циклическую обработку проводят в течение 3 - 4 сут [1].

Недостатком известного способа является то, что в процессе циклических возмущений давление на забое скважины невозможно снижать ниже гидростатического давления столба жидкости, находящейся в стволе, а скорость снижения давления на устье ограничивается фильтрационными параметрами вскрытых горных пород в призабойной зоне, что приводит к ограничению интенсивности и частоты циклических возмущений, создаваемых в пористой среде пласта.

Для повышения интенсивности процесса барообработки газовых и газоконденсатных скважин в известном способе, включающем остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу до понижения давления на устье до расчетной величины, определяемой сохранением необходимых характеристик пласта, и новую остановку с повторением цикла, в призабойную зону газовой или газоконденсатной скважины после ее остановки в промежутке времени до восстановления давления закачивают порцию жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, и запускают ее на факел до появления закачанной жидкости на устье или снижения устьевого давления до расчетной величины, затем скважину останавливают и цикл повторяют.

После закачки жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, в поровом пространстве призабойной зоны сохраняется неравновесное гидродинамическое состояние между закачиваемой жидкостью и газом, и газ как менее вязкий агент по отдельным поровым каналам, незаполненным жидкостью, проникает в ствол, продавливания при этом жидкость из лифтовой колонны в пласт.

При пуске скважины в работу происходит быстрое снижение давления газа в верхней части лифтовой колонны и давление на забое скважины в основном создает только оставшийся в лифтовой колонне столб жидкости, который в зависимости от времени простоя скважины после закачки и фильтрационных параметров пород в призабойной зоне, можно фактически понизить до кровли вскрытого пласта.

Наличие в призабойной зоне жидкости с определенными свойствами и возможность быстрого ее перемещения в противоположные стороны с необходимой скоростью и в течение заданного времени позволяет повысить интенсивность воздействия на оставшийся фильтрат бурого раствора или на поверхность пород в поровом пространстве при проведении работ по интенсификации притока газа.

Пример. В скважину N15145 Северо-Уренгойского месторождения, оборудованную 114 мм насосно-компрессорными трубами, спущенными на глубину 1188 м с пакером "Бейкер", установленным на глубине 960 м, после ее закрытия с помощью агрегата ПА-320 произвели закачку 30 м³ раствора метанола с десольваном при подаче 1 м³/мин. В процессе закачки давление на устье понижалось до 0,2 - 0,3 МПа.

По окончании закачки через 15 мин давление на устье восстановилось до планируемой величины 4,0 МПа, что составляло около половины от статического давления в данной скважине - 8,0 МПа.

При запуске на факел скважина в течение 6 - 7 мин фонтанировала чистым газом, а затем с газом начался вынос жидкости и скважину повторно закрыли.

Второй цикл циклической обработки начали с повторной закачки порции раствора при режиме, предотвращающем полное глушение скважины жидкостью.

В скважине осуществляли три циклические обработки призабойной зоны пласта с применением раствора метанола с десольваном, а затем произвели замену раствора в скважине на другой водный раствор фосфорного комплексообразователя и повторили три циклические обработки. Продолжительность одной циклической обработки скважины при применении выше указанных растворов не превышала 12 - 14 ч.

Производительность скважины N15145 при работе в шлейф после циклических обработок составила 300 тыс. м³/сут при температуре на устье 8^oC. До обработки скважина простаивала, так как при запуске на любом штуцере входила в гидратный режим работы, а максимальная температура на устье достигала 4^oC.

Прирост добычи газа после циклических обработок с применением аналогических растворов получен в скважинах N 15121, 15145,15143, 15162 Северо-Уренгойского месторождения и в скважинах N 7041, 7043 Ямбургского месторождения.

При обработке призабойных зон в скважины N 15233, 15266 Северо-Уренгойского месторождения этими же растворами без циклических возмущения прироста добычи газа не получили.

Формула изобретения

Способ возбуждения газовой или газоконденсатной скважины путем барообработки, включающий остановку скважины на время, предопределяемое темпом восстановления давления на устье, затем запуск ее в работу до расчетной величины снижения давления на устье, определяемой сохранением необходимой характеристики пласта, и новую остановку с повторением цикла, отличающийся тем, что в призабойную зону скважины в промежутке времени до восстановления давления закачивают порцию жидкости в режиме, предотвращающем глушение скважины, затем запускают скважину на факел до появления закачанной жидкости на устье или снижения устьевого давления до расчетной величины, после чего скважину останавливают и цикл повторяют.