Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи в затрубное пространство бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт. Перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр. Замену всего столба жидкости в скважине осуществляют закачкой газожидкостной смеси (пены), включающей поверхностно-активное вещество, в затрубное пространство бустерным агрегатом производят при малой степени аэрации - 10-20 м³/м³. После появления циркуляции пены постепенно повышают степень аэрации до 150-160 м³/м³ и среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³. Циркуляцию пены продолжают до достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, которую определяют по показаниям дистанционного глубинного манометра. После чего прекращают циркуляцию пены на 2-3 ч. Определяют возможный приток пластового флюида из скважины. При отсутствии притока пластового флюида циркуляцию пены останавливают, закрывают затрубную задвижку и по колонне НКТ продавливают пену в пласт в количестве 5-10 м³ с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч. После чего открывают затрубную задвижку и восстанавливают циркуляцию пены при максимальных степенях аэрации до получения притока пластового флюида из скважины. Техническим результатом является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин.

Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК⁸ E21B 43/18; B 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 HCl; 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 E21B 43/25, опубл. 27.10.2005 г. в бюл. №30), включающий 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 владея показаниями изменения значений забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта.

Задачей изобретения является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из пласта за счет применения поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве пенообразователей для придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния с возможностью изменения степени ее аэрации с контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока.

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

Новым является то, что перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, замену всего столба жидкости в скважине закачкой газожидкостной смеси (пены), включающей поверхностно-активное вещество, в затрубное пространство бустерным агрегатом производят при малой степени аэрации - 10-20 м³/м³, после появления циркуляции пены постепенно повышают степень аэрации до 150-160 м³/м³ и среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³, циркуляцию пены продолжают до достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, которую определяют по показаниям дистанционного глубинного манометра, после чего прекращают циркуляцию пены на 2-3 ч, определяют возможный приток пластового флюида из скважины, при отсутствии притока пластового флюида циркуляцию пены останавливают, закрывают затрубную задвижку и по колонне НКТ продавливают пену в пласт в количестве 5-10 м³ с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч, после чего открывают затрубную задвижку и восстанавливают циркуляцию пены при максимальных степенях аэрации до получения притока пластового флюида из скважины.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

На фигуре схематично изображен способ вызова притока пластового флюида из скважины.

Сначала производят сборку и обвязку оборудования. Для этого перед спуском колонны НКТ 1 (см. фигуру) в скважину 2 на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр 3 (на фигуре показан условно), при этом его показания передаются на станцию управления (на фигуре не показано), что позволяет отслеживать изменение забойного давления в процессе вызова притока флюида из пласта 4. В скважину 2 (см. фигуру) 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 на верхний конец колонны НКТ 1 устанавливают планшайбу 5 и снабжают ее центральной задвижкой 6, которую выкидной линией 7 обвязывают с желобной емкостью 8. Обвязывают затрубную задвижку 9 скважины 2 с нагнетательной линией 10 бустерного агрегата 11, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Открывают центральную 6 и затрубную 9 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, представляющую собой водный раствор с поверхностно-активным веществом (ПАВ), при этом ПАВ применяют в качестве пенообразователя. В пресную воду плотностью ρ=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. Запускают в работу бустерный агрегат 11.

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.

Через нагнетательную линию 10 бустерным агрегатом 11 подают газожидкостную смесь (пену) в затрубное пространство 16 скважины 2 с целью замены всего столба жидкости в скважине (скважинной жидкости), при этом закачку пены производят при малой степени аэрации 10-20 м³/м³, т.е. 10-20 м³ воздуха на 1 м³ водного раствора ПАВ, чтобы разность между плотностью жидкости во внутреннем пространстве 17 колонны НКТ 1 и пены в затрубном пространстве 16 была минимальной с целью исключения резких скачков давления в процессе закачки пены. В определенный момент времени из внутреннего пространства 17 НКТ 1 через выкидную линию 7 в желобную емкость 8 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой пеной.

Постепенно пена доходит до нижнего конца колонны НКТ и попадает во внутреннее пространство 17 колонны НКТ 1. Об окончании вытеснения скважинной жидкости из внутреннего пространства 17 колонны НКТ 1 пеной судят по появлению пены из внутреннего пространства 17 колонны НКТ 1, т.е. появляется циркуляция пены.

После появления циркуляции пены постепенно повышают степень аэрации до 150-160 м³/м³, т.е. среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³, т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 13, в бустерное устройство 14 бустерного агрегата 11, при этом циркуляцию пены продолжают закачкой бустерным агрегатом 11 по нагнетательной линии 10 в затрубное пространство 16 и выходом в желобную емкость 8 через выкидную линию 7 и внутреннее пространство 17 колонны НКТ 1 до достижения заданной величины снижения давления 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 (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины).

Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже

9 МПа - 4 МПа = 5 МПа. Таким образом, постепенно, увеличивая степень аэрации жидкости (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 13 бустерного агрегата 11), в зависимости от изменения пластового давления добиваемся допустимой депрессии на пласт 4. При достижении значения забойного давления в 5 МПа циркуляцию пены прекращают на 2-3 ч. О наличии притока из пласта 4 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 8 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) освоение прекращают, производят подъем колонны НКТ 1, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано) и запускают ее в работу.

В случае отсутствия притока пластового флюида из скважины, т.е. при достижении значения заданной допустимой депрессии на пласт как описано выше, но при отсутствии выхода пластового флюида из скважины 2 по внутреннему пространству 17 колонны НКТ 1 совместно с пеной останавливают циркуляцию пены, закрывают затрубную 9 задвижку и по колонне НКТ 1 продавливают пену в пласт 4 в количестве 5-10 м³ технологической жидкостью, например пресной водой ρ=1000 кг/м³, с выдержкой в пласте 4 в течение 3-4 ч. Затем открывают затрубную 9 задвижку и восстанавливают циркуляцию при максимальных степенях аэрации (до 150-160 м³/м³, т.е. среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³) до получения притока пластового флюида из скважины.

После чего демонтируют оборудование, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано) и запускают ее в работу.

Реализация предлагаемого способа позволяет повысить качество и эффективность вызова притока пластового флюида из скважины за счет применения поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве пенообразователей для придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния, позволяющего сохранить заданную плотность в течение одного цикла циркуляции, 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.

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 в затрубное пространство бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, отличающийся тем, что перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, замену всего столба жидкости в скважине закачкой газожидкостной смеси (пены), включающей поверхностно-активное вещество, в затрубное пространство бустерным агрегатом производят при малой степени аэрации - 10-20 м³/м³, после появления циркуляции пены постепенно повышают степень аэрации до 150-160 м³/м³ и среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³, циркуляцию пены продолжают до достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, которую определяют по показаниям дистанционного глубинного манометра, после чего прекращают циркуляцию пены на 2-3 ч, определяют возможный приток пластового флюида из скважины, при отсутствии притока пластового флюида циркуляцию пены останавливают, закрывают затрубную задвижку и по колонне НКТ продавливают пену в пласт в количестве 5-10 м³ с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч, после чего открывают затрубную задвижку и восстанавливают циркуляцию пены при максимальных степенях аэрации до получения притока пластового флюида из скважины.