Восстановление продуктивности скважин

Способ восстановления продуктивности скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение качества очистки перфорационных зон скважины за счет использования периодов наибольших скоростей земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца. Способ включает физические воздействия на скважину и пласт, откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки. Определяют суточные земные приливы и фазы увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов. В каждой фазе определяют периоды наибольших скоростей земных приливов. Физическое воздействие и откачку жидкости осуществляют в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления продуктивности скважин путем очистки призабойных перфорационных зон скважин как добывающих для восстановления дебита флюида, так и нагнетательных для восстановления их приемистости, конечным результатом которой является увеличение добычи нефти, а также для увеличения эффективности очистки призабойных перфорационных зон водозаборных скважин.

Известен способ повышения продуктивности добывающих скважин, включающий закачку в добывающие скважины для восстановления проницаемости призабойной зоны пластов безводной кислоты в среде органического растворителя с низкой диэлектрической проницаемостью (RU 2172823, Е21В 43/27, 2000).

Недостатком данного способа является низкая продуктивность скважин, т.к. потоки закачиваемой в пласт кислоты тормозятся потоками флюида, которые во время сжатия земной коры и трещин пласта под давлением идут из пласта в скважину, что отрицательно сказывается на качестве очистки скважины. Кроме того, значительная часть кислоты остается в скважине, вступает в реакцию с имеющейся в скважине нефтью, вследствие чего увеличиваются расходы самой кислоты, ухудшается очистка призабойной зоны пласта, уменьшается продуктивность скважины, ухудшается экология среды.

Известен способ повышения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти, включающий внешние периодические физические воздействия в зоне нефтесодержащего пласта во время расширения и сжатия трещин земной коры и пласта при солнечно-лунных отливах и с учетом амплитуд солнечно-лунных воздействий (RU 2217581, Е21В 43/16, 2002).

Однако данный способ не предназначен для очистки перфорационных зон скважин, т.к. низкочастотные вибровоздействия, соизмеримые по частоте и амплитуде с микросейсмами Земли, не способны разрушать кольматирующие материалы и коллоидные парафино-смолистые отложения в перфорационных зонах скважин, т.к. имеют ограниченную мощность на единицу объема среды.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ восстановления продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт при наличии градиента давления между скважиной и пластом, циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита/приемистости или прекращения расхода между скважиной и пластом (RU 2002113694, Е21В 43/25, 2002).

Недостатком данного способа является низкая продуктивность восстановленной скважины, т.к. градиент давления между скважиной и пластом создается путем использования насоса повышенной производительности периодически в режиме создания переменных депрессий, который значительную часть времени работает в противофазе естественному механизму суточных земных приливов. Поэтому потоки флюида совместно с продуктами очистки перфорационной зоны скважины частично всасываются обратно в пласт. Это препятствует восстановлению продуктивности скважины, снижает эффективность очистки и увеличивает время, затрачиваемое на очистку перфорационной зоны скважины.

Предлагаемым изобретением решается задача восстановления продуктивности скважины. Техническим результатом является повышение качества очистки перфорационных зон скважины за счет использования периодов наибольших скоростей земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца.

Технический результат достигается в способе восстановления продуктивности скважины, включающем определение суточных земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца, и фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов, определение в каждой фазе периодов наибольших скоростей земных приливов, физическое воздействие и откачку жидкости в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов. Физические воздействия осуществляют путем доставки химических реагентов в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов. Физические воздействия осуществляют путем доставки тепла в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов. Физические воздействия осуществляют путем вибровоздействия на скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов. Откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки осуществляют в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов.

Отличительными признаками предлагаемого способа являются: определение суточных земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца, и фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов, определение в каждой фазе периодов наибольших скоростей земных приливов, физическое воздействие и откачку жидкости в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов, осуществление доставки химических реагентов в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов, осуществление доставки тепла в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов, осуществление вибровоздействия на скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов, откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов. Это позволяет повысить продуктивность скважин, улучшить качество очистки перфорационных зон скважин. Определение суточных земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца, и фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов позволяет определить период, когда следует осуществлять определенные физические воздействия.

В периоды наибольших скоростей увеличения амплитуд земных приливов происходит наибольшее расширение трещин в земной коре и пласта и, следовательно, наиболее интенсивное всасывание флюида из окружающего пространства в пласт и, в том числе из пор в пласт естественным путем. В периоды наибольших скоростей уменьшения скоростей амплитуд земных приливов происходит наибольшая скорость сжатия трещин в земной коре и пласта и, в том числе пор и, следовательно, наибольшая интенсивность выталкивания накопленного флюида и, в том числе кольматирующих материалов в окружающее пространство и в скважину естественным путем. Осуществление физического воздействия и откачки жидкости в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов позволяет повысить качество очистки перфорационных зон скважины, уменьшить время очистки и затраты на реактивы и снизить расход электроэнергии. Физическое воздействие путем доставки химических реагентов в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов, когда происходит интенсивное всасывание флюида из скважины в пласт, позволяет без препятствий доставлять химические реактивы в перфорационные зоны скважины, сохранять высокую концентрацию химических реактивов и высокую активность химических реакций, обеспечить высокую эффективность очистки и восстановления продуктивности скважины, уменьшить расходы химических реактивов, энергии и экологическое загрязнение пласта и скважины, а также окружающего их пространства. Физическое воздействие путем доставки тепла в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов, когда происходит интенсивное всасывание флюида из скважины в пласт, позволяет без дополнительного рассеивания доставлять тепло в перфорационные зоны скважин, обеспечить высокую эффективность очистки и восстановление продуктивности скважин, уменьшить расходы тепла по всей скважине. Физическое воздействие путем вибровоздействия в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов позволяет разрушать кольматирующие материалы и другие накопленные отложения в перфорационной зоне скважины в периоды эффективного выжимания флюида из пласта в скважину, расширять трещины в зоне непосредственного проведения вибровоздействий, увеличить проницаемость среды в этой зоне, увеличить поток флюида и захват продуктов очистки. Откачка жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов, когда происходит усиление потока флюида из пласта в скважину и повышение уровня флюида в скважине, позволяет уменьшить энергетические затраты на откачку жидкости из скважины на поверхность.

Способ восстановления продуктивности скважины поясняется чертежом, где представлен пример суточного хода земного прилива.

Способ восстановления продуктивности скважины осуществляется следующим образом.

Определяют суточные земные приливы, которые обусловлены силами притяжения Луны и Солнца, и фазы увеличения с длительностью τ₁ и уменьшения с длительностью τ₂ амплитуд земных приливов A₁ и A₂ соответственно. В каждой фазе определяют периоды наибольших скоростей земных приливов t₁ и t₂, в течение которых скорость земных приливов превышает среднюю скорость, соответственно, увеличения V_1cp. и уменьшения V_2cp. амплитуд земных приливов и периоды наименьших скоростей земных приливов, которые переходят из фазы увеличения амплитуд земных приливов в фазу уменьшения амплитуд земных приливов и наоборот. В объединенные периоды t₃ и t₄ наименьших скоростей земных приливов обеих фаз скорость земных приливов ниже средней скорости, соответственно, увеличения V_1cp. и уменьшения V_2cp. амплитуд земных приливов. Средняя скорость увеличения амплитуды земного прилива равна V_1cp.=A₁/τ₁. Средняя скорость уменьшения амплитуды земного прилива равна V_2cp.=A₂/τ₂. В периоды наибольших скоростей фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов потоки флюида через перфорационные зоны скважины идут либо из пласта в скважину, либо наоборот, из скважины в пласт наиболее интенсивно.

Периоды наименьших скоростей земных приливов попадают в переходные периоды смены фаз земных приливов: фаза увеличения амплитуд земных приливов переходит в фазу уменьшения амплитуд земных приливов или, наоборот, фаза уменьшения амплитуд земных приливов переходит в фазу увеличения амплитуд земных приливов. В эти переходные периоды скорости земных приливов наименьшие и падают до нуля V₀=0, а потоки флюида из скважины в пласт или из пласта в скважину замедляются в связи с уменьшением скорости земного прилива, продолжают двигаться по инерции и приостанавливаются. Инерционные потоки флюида в ту или иную сторону движутся в течение периодов t₃ и t₄.

Период t₃ начинается тогда, когда скорость увеличения амплитуды земного прилива становится меньше средней скорости V_1cp. (точка В на чертеже), и заканчивается тогда, когда скорость уменьшения амплитуды прилива достигает значений средней скорости V_2ср. (точка С на фиг.1).

Период t₄ начинается тогда, когда скорость уменьшения амплитуды земного прилива становится меньше средней скорости V_2ср. (точка D на чертеже), и заканчивается тогда, когда скорость увеличения амплитуды земного прилива достигает значений средней скорости V_1cp. (точка А на чертеже).

В периоды наименьших скоростей земных приливов в фазе увеличения амплитуд земных приливов скорости увеличения амплитуд земных приливов перед точкой А и после точки В на чертеже определяют как ΔA₁/Δτ₁, а в периоды наименьших скоростей земных приливов в фазе уменьшения амплитуд земных приливов скорости уменьшения амплитуд земных приливов перед точкой С и после точки Д на чертеже определяют как ΔА₂/ Δτ₂.

Наиболее эффективными периодами активного воздействия земных приливов, обусловленных силами притяжения Луны и Солнца, на расширение и сжатие трещин земной коры и на движение потоков флюида являются периоды увеличения амплитуды земных приливов от точки А до точки В и уменьшения амплитуды земных приливов от точки С до точки D.

Амплитуды земных приливов в течение месяца, квартала, года и т.д. непрерывно изменяются в связи с одновременным воздействием на прилив земной коры сил притяжения Луны и Солнца, имеющих разные суточные периоды (солнечные сутки продолжаются 24 часа, а лунные 24 часа 50 мин), поэтому суммарные скорости увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов изменяются во времени. Но формы приливных движений при этом, имеющие фазы увеличения с длительностью τ₁ и уменьшения с длительностью τ₂ амплитуд земных приливов, остаются. При этом в отдельные сутки после наступления периодов наименьших скоростей земных приливов в конечной части фазы уменьшения амплитуд земных приливов и начальной части фазы увеличения амплитуд земных приливов t₄ (на чертеже между точками Д и А) возникают вторичные максимумы амплитуд земных приливов вследствие сложения амплитуд солнечных и лунных приливов, которые имеют разную длительность. Однако эти вторичные максимумы амплитуд являются небольшими и относятся к периодам наименьших скоростей земных приливов t₄. Потоки жидкости в этот период через перфорационную зону скважины остаются небольшими.

Наибольшие потоки жидкости из скважины в пласт осуществляются в периоды наибольших скоростей земных приливов в фазе увеличения амплитуды земных приливов, когда скорости земных приливов превышают средние скорости V_1cp. (период от точки А до точки В на чертеже). В этот период происходит наибольшее расширение трещин земной коры, так как в трещинах образуется относительный вакуум, который способствует всасыванию флюида из окружающего пространства, и в том числе из скважины. Именно в этот период следует проводить физические воздействия на скважину и пласт путем доставки химических реактивов и тепла, чтобы они свободно и без препятствий достигали зоны загрязнения. В данном случае концентрация химических реактивов и тепла остается высокой, что обеспечивает высокую активность химических реакций.

Наибольшие потоки жидкости из пласта в скважину осуществляются в периоды наибольших скоростей в фазе уменьшения амплитуды земных приливов V_2cp. (от точки С до точки D), когда происходит сжатие трещин земной коры (пласта) и проталкивание жидкости в окружающее пространство, и в том числе в скважину. В этот период доставку химических реактивов и теплового потока с флюидом в перфорационную зону скважины проводить не следует, так как идут встречные потоки флюида из пласта в скважину. Если в этот период реактивы закачивают в скважину, то они не проникают свободно в пласт, вступают в реакцию с имеющейся в скважине нефтью, вследствие чего ухудшается экология, увеличиваются расходы самих реактивов, уменьшается их эффективность, а тепло рассеивается по всей скважине.

Высокочастотные акустические, ультразвуковые и имплозионные воздействия разрушают кольматирующие материалы и коллоидные нефтяные отложения в призабойных перфорационных зонах скважин. Кроме того, все эти вибрационные воздействия преодолевают предельные напряжения сдвига на трещинах, увеличивают скорость деформации напряженной среды и, следовательно, движения бортов трещин. Поэтому они дополнительно способствуют ускорению потока жидкости с отходами очистки из пласта в скважину.

Поэтому вибровоздействия во время очистки скважин должны проводиться в периоды наибольших скоростей фазы уменьшения амплитуды земных приливов, когда скорости земных приливов превышают средние скорости V_2cp. (период от точки С до точки В на чертеже). В эти периоды происходит эффективное разрушение накопленных отложений в призабойных зонах скважин и флюид под давлением выжимается из пласта в скважину, захватывая с собой продукты очистки.

Откачку продуктов загрязнения перфорационных зон скважин также следует осуществлять в периоды наибольших скоростей уменьшения амплитуд земных приливов, то есть в периоды наибольшего сжатия трещин земной коры, когда отсутствуют противоположные потоки флюида в скважине, т.е. потоки, идущие из пласта в скважину.

Пример конкретной реализации способа восстановления продуктивности скважины.

Определяли суточные земные приливы, обусловленные силами притяжения Луны и Солнца, например, с помощью устройства, установленного в свободную не эксплуатируемую скважину месторождения. На ежесуточных записях периодических колебаний земных приливов определяли моменты вступления максимальных и минимальных амплитуд земных приливов, выделяли фазу увеличения амплитуды земных приливов с длительностью τ₁ (от минимального значения до максимального) и фазу уменьшения амплитуды земных приливов с длительностью τ₂ (от максимального значения до минимального). В каждой фазе определяли периоды наибольших скоростей земных приливов. При земных приливах вертикальные смещения земной поверхности достигали 50 см/0,5 суток (максимальный размах амплитуд земных приливов достигается за 0,5 суток) или 50 см/43200 с. Следовательно, средняя скорость вертикальных смещений земной поверхности при земных приливах равна V_cp=(0+50 см)/43200 с = 1,12×10^-3 см/с (0 см/с - это нулевая скорость смещения земной поверхности во время смены фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов). Физическое воздействие и откачку жидкости осуществляли в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов. Физические воздействия осуществляли путем доставки химических реагентов в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов. Физические воздействия осуществляли путем доставки тепла в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов. Физические воздействия путем вибровоздействия на скважину и пласт осуществляли в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов. Откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки осуществляли в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов.

Предлагаемый способ восстановления продуктивности скважины повышает качество очистки перфорационных зон скважин, улучшает экологию среды, т.к. повышает эффективность использования химических реактивов, уменьшает их количество, обеспечивает быструю доставку этих реактивов к зоне загрязнения, предотвращает распространение реактивов и тепла по всей скважине, обеспечивает энергосбережение.

1. Способ восстановления продуктивности скважины, включающий физические воздействия на скважину и пласт и откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки, отличающийся тем, что определяют суточные земные приливы, обусловленные силами притяжения Луны и Солнца, и фазы увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов, при этом в каждой фазе определяют периоды наибольших скоростей земных приливов, а физическое воздействие и откачку жидкости осуществляют в периоды наибольших скоростей земных приливов с учетом фаз увеличения и уменьшения амплитуд земных приливов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что физические воздействия осуществляют путем доставки химических реагентов в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что физические воздействия осуществляют путем доставки тепла в скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз увеличения амплитуд земных приливов.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что физические воздействия осуществляют путем вибровоздействия на скважину и пласт в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что откачку жидкости из скважин на поверхность с отходами очистки осуществляют в периоды наибольших скоростей фаз уменьшения амплитуд земных приливов.

findpatent.ru

Способ восстановления и поддержания продуктивности скважины

Изобретение преимущественно относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и поддержания продуктивности скважины. Обеспечивает полную очистку прискважинной зоны и поддержание продуктивности без остановки работы скважины. Сущность изобретения: способ включает акустическое воздействие на скважину и пласт. Его осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом. Осуществляют циклически с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита или приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение преимущественно относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и поддержания продуктивности скважины.

Известен способ воздействия на призабойную зону скважины (патент RU 2109134, Е 21 В 43/25), включающий погружение в скважину акустического устройства, являющегося конструктивным элементом технологического подземного оборудования. Известен способ воздействия для интенсификации добычи нефти (патент RU 2133332, Е 21 В 43/00, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину насосного оборудования и генератора звуковых колебаний. Недостатками способов является отсутствие прямого (непосредственного) воздействия на призабойную зону пласта, снижение проницаемости которой является основополагающей причиной снижения дебита; режим акустического воздействия (давление, частота, время) зависит только от работы насоса и не подлежит намеренной корректировке после установки излучателя. Кроме того, воздействие осуществляется только на жидкость, находящуюся в скважине, причем эффект заключается в дегазации нефти и направлен на снижение ее вязкости. Тем самым наличие эффекта обусловлено высокой начальной вязкостью и напрямую зависит от ее начального значения. Известен также принятый заявителем за прототип способ, обеспечивающий восстановление продуктивности скважины путем акустического воздействия на скважину и пласт (патент RU 2143554, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину генератора звуковых колебаний, осуществляющего акустическое воздействие на перфорированные зоны скважины. Недостатком данного способа является то, что воздействие на призабойную (околоскважинную) зону пласта осуществляется для восстановления продуктивности скважины с частичной очисткой коллектора. Если в снижении продуктивности скважины основную роль играет кольматация за счет образования коллоидно-дисперсных систем КДС, то для прокачки такой структуры через поровое пространство требуются градиенты давления, не достижимые в практике нефтедобычи. Акустическое воздействие без наличия градиента давления между скважиной и пластом, когда нет расхода жидкости в околоскважинной зоне, не может в полной мере, особенно в породах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, очистить околоскважинную зону от КДС. Таким образом, в процессе акустического воздействия создаются только условия для очистки коллектора, т.е. непосредственно во время акустического воздействия снижается (полностью или частично) прочность структуры КДС, выраженная наличием предельного напряжения сдвига, ослабляются связи между КДС и породой за счет наличия знакопеременных инерционных сил, возникающих на контакте жидкости и породы, а реализовываются эти условия, т.е. очищается околоскважинная зона, за счет наличия градиента давления между скважиной и пластом. Критическим объектом для эффективной работы скважины является ближняя призабойная зона пласта (ПЗП), глубиной от десятков сантиметров до метра от стенки скважины - так называемая область гидродинамического стока. Она характеризуется максимальными скоростями фильтрации флюида. Здесь перепад между пластовым и забойным давлением, создаваемый насосом в скважине, часто оказывается недостаточным для поддержания фильтрации на стабильном уровне в течение длительного времени. Стандартные проблемы, препятствующие фильтрации в области гидродинамического стока в добывающих скважинах на нефтенасыщенных пластах, связаны с возникновением структурированных коллоидно-дисперсных структур в нефти. Микроскопические частицы глин, парафинасфальтенсмолистых веществ, минералов породы коллектора с размером, много меньшим сечения пор (фиг. 1), скапливаются в области сужения поровых каналов 1 и за счет высоких скоростей фильтрации, сближаются между собой на расстояния, при которых возникает электростатическое притяжение благодаря действию сил Ван Дер Ваальса. Такая жидкость представляет собой рыхлосвязанную структуру коллоидного типа, в узлах которой находятся твердые частицы 2. Пространство между узлами заполнено также частицами, которые свободно плавают во флюиде 3. Типичное критическое сечение поры составляет в среднем 25 мкм. Размеры единичных твердых частиц имеют порядок 1 мкм. При формировании коллоидной решетки, расстояние между узлами оценивается как 5 мкм (по данным экспериментальных исследований). По мере образования коллоидной структуры, жидкость приобретает неньютоновские свойства. Такая жидкость имеет предельное напряжение сдвига и фильтруется только при наличии минимально необходимого градиента давления (фиг. 2, поз. 5), определяющего условия фильтрации, в то время как жидкость без коллоидных структур фильтруется без этого ограничения (фиг. 2, поз. 7). Это означает, что существует некий критический градиент давления, ниже которого фильтрация структурированной жидкости невозможна. Величина критического градиента давления зависит от состава флюида и размера пор (ж-л "Каротажник" 60, ст. "Акустическое воздействие и повышение рентабельности разработки нефтяного месторождения", стр. 56-66). Снижение продуктивности нагнетательных скважин связано в основном с кольматацией ПЗП, механическими частицами, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также при определенных условиях с уменьшением эффективного сечения поровых каналов за счет образования на их поверхности неподвижных слоев жидкости. В процессе фильтрации, особенно при больших скоростях тока жидкости, время образования неподвижных слоев, имеющих электростатическую природу, составляет от 1 месяца и более. Процесс фильтрации в призабойной зоне всегда замедлен по сравнению с теми значениями, которые возможны были бы в отсутствии структурированных систем, что приводит к снижению продуктивности скважины и росту обводненности продукции. И, напротив, при разрушении структуры скорость фильтрации восстанавливается до значений, соответствующих закону Дарси. Постоянный градиент давления, создаваемый насосом в скважине, далеко недостаточен (на порядок и более) для "прокачки" кольматационного слоя или коллоидноподобного флюида. Требуемые для этого перепады давления создать технически сложно, поэтому оптимальным способом восстановления свойств призабойной зоны является разрушение коллоида. Технической задачей предлагаемого изобретения является создание условий, при которых возможна наиболее полная очистка прискважинной (призабойной) зоны, восстановление (увеличение) продуктивности скважины (дебита нефти, приемистости, снижения обводненности, увеличение работающей мощности пласта) и поддержание продуктивности длительное время в том числе, когда штатное подземное оборудование (НКТ, ШГН, ЭЦН и др.) спущено в скважину и скважина находится в работе, увеличение межремонтного цикла подземного оборудования за счет уменьшения образования отложений на нем. При этом нет потерь от простоя скважины во время воздействия, нет необходимости глушить нефтяную скважину перед очередным воздействием, а значит, возможно полностью избежать снижения добычи нефти вследствие этого, полностью исключаются дополнительные спуско-подъемные операции. Все это в целом позволяет полностью восстановить продуктивность скважины и длительно поддерживать продуктивность на достигнутом уровне, при этом нет никаких дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины. Предложенный способ восстановления и поддержания продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт, осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита/приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. Градиент давления создают путем использования насоса повышенной производительности, установленного на максимально возможную глубину и работающего в режиме создания переменных депрессий, то, максимально отбирая жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то, останавливаясь для накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиями с одновременным акустическим воздействием или при наличии фонтанирующего эффекта используют естественный градиент давления между скважиной и пластом. Воздействие осуществляют акустическим излучателем, погруженным в скважину одновременно с подземным оборудованием при освоении или ремонте скважины до запуска скважины в работу, акустический излучатель устанавливают в зоне перфорированного пласта или выбранного пропластка с возможностью воздействия на продуктивную (перфорированную) зону пласта, путем, например, выбора соответствующей длины излучателя или количества последовательно соединенных излучателей. Характеристики акустического воздействия (частота, мощность, характеристика направленности, характер излучения) подбирают и изменяют в процессе обработки скважины в зависимости от реакции скважины на воздействие либо в зависимости от геолого-физических свойств коллектора и флюида, например, частоты воздействия акустического устройства для возбуждения резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта при плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПас, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,910^-10, сжимаемости флюида 4,210^-10 l/Пa, модуле Юнга 210¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м выбирают 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц. Наиболее эффективное разрушение коллоидных систем осуществляется воздействием высокочастотного акустического поля. Высокочастотное излучение позволяет увеличить температуру коллоидной структуры в призабойной зоне на 10^oС и выше в нефтенасыщенных пропластках, при этом температура в водяных пропластках изменяется значительно меньше (не более 1^oС). Этот эффект обусловлен повышенным поглощением акустической энергии в нефти за счет периодических (с частотой акустического поля) пульсаций газовых пузырьков, зародыши которых постоянно присутствуют в нефти, даже при давлениях, намного превышающих давление насыщения (в то время как традиционные нагревательные приборы осуществляют локальный нагрев жидкости и не позволяют прогреть пласт в объеме). Повышение температуры в сочетании со знакопеременными вибрационными нагрузками, прикладываемыми к коллоидной структуре во время воздействия, либо полностью ее разрушает, либо существенно (в 1,5-2 раза) снижает предельное напряжение сдвига коллоидной структуры с одновременным ослаблением ее связи с породой (ослаблением капиллярных сил), что влечет за собой значительное снижение необходимого минимального градиента давления для начала фильтрации. Также экспериментально было установлено, что во время акустического воздействия (фиг. 3) происходит значительное снижение вязкости нефти. Однако вязкость восстанавливается очень быстро до исходных значений после отключения акустического поля. Снижение вязкости в процессе действия акустического поля, а также ослабление коллоидных структур при нагреве в сочетании с вибрационными нагрузками позволяют механически разрушить коллоидную систему и очистить пропластки (восстановить фильтрацию) за счет градиента давления, обусловленного, во-первых, депрессией, создаваемой потенциалом пласта, работающим насосом или другими средствами, во-вторых, наличием переменного акустического поля. Эффект заключается в том, что в процессе обработки акустическим полем коллоидная структура нефтенасыщенного флюида частично разрушается и приобретает свойства, близкие к ньютоновским, ослабляется ее связь с породой (фиг. 4). При этом снижается вязкость всего флюида, находящегося в зоне воздействия (фиг. 3). Таким образом, если в скважине в процессе и после акустического воздействия создается депрессия, вызванная потенциалом пласта, штатным подземным оборудованием или другими средствами, то создаваемый даже небольшой градиент давления позволяет вынести кольматант, который образовывал коллоидную структуру. Это приводит к восстановлению дебита скважины по нефти, который существовал до возникновения коллоидной пробки в призабойной зоне (фиг. 2, поз. 7). Если воздействие проводить без дополнительного постоянного градиента давления, т. е. без депрессий, или создавать депрессию только после акустического воздействия через какое-то время, например после спуска в скважину подземного оборудования и запуска ее в работу, то восстановление коллекторских свойств будет не полным (только в особо проницаемых пропластках с легкой нефтью), т. к. не будет необходимого одновременного сочетания таких факторов как снижение вязкости, знакопеременных вибрационных нагрузок и постоянного градиента давления (фиг. 2, поз. 6). Поскольку образование коллоидной структуры происходит в течение длительного времени, то периодически проводя воздействие при первых признаках снижения продуктивности скважины, связанной со снижением коллекторских свойств прискважинной зоны, акустическое поле разрушит мицеллы коллоида, препятствующие движению флюида еще в процессе их образования, и коллоидные структуры вообще не будут формироваться, что позволит поддерживать достигнутую высокую продуктивность. Если акустический излучатель спускать в скважину совместно со штатным подземным оборудованием, то становится возможным поддерживать улучшенные свойства призабойной зоны нефтенасыщенных пропластков неограниченно длительное время без дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины. При этом работа акустического излучателя (включение и выключение) может быть полностью переведена на автоматический режим в зависимости от результатов автоматических замеров параметров работы скважины (динамического уровня, дебита или приемистости). Характерно, что указанные эффекты разрушения коллоидных образований, связанные с акустическим воздействием при работе со штатным подземным оборудованием, возникают в основном на нефтенасыщенных пропластках, практически не проявляясь на сильнообводненных пропластках. Это позволит предотвратить рост обводненности продукции скважины. Степень эффективности акустического воздействия зависит от того, насколько параметры воздействия (частота, режим излучения, характеристика направленности) удовлетворяют геолого-физическим параметрам пласта. Это необходимо учитывать, особенно когда излучатель спускается в скважину совместно со штатным подземным оборудованием и рассчитан на длительную работу, т.к. межремонтный период, например, электро-центробежного насоса составляет 300-400 суток. Таким образом, для достижения высокой эффективности воздействия параметры излучателя необходимо рассчитывать в соответствии с геолого-физическими параметрами пласта. Пример расчета параметров Частоту воздействия необходимо устанавливать, исходя из возможности достичь резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта (фиг. 5). При плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПас, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,910^-10, сжимаемости флюида 4,210^-10 l/Пa, модуле Юнга 210¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м резонансные частоты будут 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц, 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц. Например, если продуктивный пласт представлен сильно глинистыми песчаниками (содержание глин более 15%) или алевролитами, режим излучения устанавливают импульсным (импульсная модуляция), с характеристиками: частота следования 500 Гц, длительность импульса 110^-3 с. При мощности продуктивной части пласта, которую необходимо обрабатывать, менее 1,5 метров или при наличии водонасыщенных или обводненных интервалов, не отделенных от продуктивной нефтенасыщенной части пласта, или если глинистый пропласток менее 1,5 метров, характер излучения должен быть узконаправленным с углом раскрытия 20-30^o. Поскольку не всегда имеются данные по необходимым геолого-физическим характеристикам пласта и флюида, а особенно в месте расположения конкретной скважины, не всегда имеется возможность их предварительного и точного определения. Поэтому в этом случае параметры излучения необходимо выполнять с возможностью их изменения в процессе обработки скважины в зависимости от ее реакции на воздействие, например устанавливать излучающие элементы с несколькими резонансными частотами или с возможностью работы в широком диапазоне частот. Конструкция генератора должна включать в себя блок модуляции для изменения характера излучения (импульсный/гармонический) с возможностью плавной регулировки уровня выходного напряжения в диапазоне 50-650 В. В случае, если пласт обладает слабыми фильтрационно-емкостными свойствами или скважина имеет значительный потенциал по увеличению дебита, то при одновременном спуске излучателя с подземным оборудованием, например с электро-центробежным насосом, подземное оборудование необходимо спускать повышенной производительности на максимальную технологически допустимую глубину, при этом режим работы излучателя и подземного оборудования устанавливают периодическим и несинфазным. То есть в момент, когда динамический уровень достиг максимально допустимого значения (по разгазированию жидкости или по защите насоса), насос останавливается и включается излучатель. Перед включением насоса после того, как динамический уровень в скважине вырос, излучатель выключают. Таким образом, насос то максимально отбирает жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то останавливается на период накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиям. Это позволяет проводить обработку на максимально возможных депрессиях более длительное время, т.е. значительно увеличить результирующую нагрузку на кольматант, а соответственно более эффективно и полно очищать и вовлекать в процесс фильтрации слабопроницаемые пласты. При этом процесс воздействия, т. е. поддержания продуктивности скважины, не разрывает процесса добычи нефти, а дополняет его. При этом эффективность воздействия можно оценивать по скорости роста динамического уровня в момент накопления и скорости его снижения в момент работы насоса или по нагрузке на насос. Процессы включения/выключения излучателя и насоса можно автоматизировать. В нагнетательных скважинах акустическое воздействие способно увеличить продуктивность скважины (коэффициент приемистости и коэффициент охвата) за счет разрушения "пробковой" кольматации пор, вызванной механическими примесями, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также удалением с поверхности пор неподвижных двойных электростатических слоев жидкости, сужающих эффективное сечение порового канала. Проведение воздействия в работающей скважине, когда излучатель устанавливается совместно с подземным оборудованием, позволит более эффективно очищать околоскважинную (призабойную) зону т.к. в дополнение к вибрационным нагрузкам на кольматант будет действовать и градиент давления, вызванный давлением закачки. Таким образом, в процессе акустического воздействия на кольматант будут действовать переменные по значению вибрационные нагрузки, что позволит ослабить связи или полностью разрушить (диспергировать) кольматирующую пробку, а репрессия, созданная давлением закачки, за счет дополнительного давления, направленного от скважины, вынесет отдельные частички пробки в пласт. При этой дальнейшей кольматации эти частички вызывать не будут, т.к. при удалении от скважины пласт имеет более высокие коллекторские свойства нежели призабойная зона пласта, к тому же при удалении от скважины площадь фильтрации значительно увеличивается, что значительно сокращает их концентрацию. Вместо репрессии в нагнетательной скважине во время обработки можно создать и депрессию, что позволит вынести кольматант в скважину и далее на поверхность. В дальнейшем по аналогии с добывающей скважиной акустическое воздействие переводится на периодический режим. На фиг. 1 представлено сечение поры с коллоидной решеткой; на фиг. 2 представлена зависимость расхода флюида от градиента давления; на фиг. 3 - график зависимости вязкости нефти от времени акустического воздействия; на фиг. 4 - зависимость предельного напряжения сдвига от времени при акустическом воздействии; на фиг. 5 - график зависимости резонансных свойств системы перфорирования скважина - призабойная зона пласта от частоты акустического поля и от геолого-физических свойств коллектора и флюида, где поз. 1 - критическое сечение поры, поз. 2 - узлы коллоидной решетки с твердыми частицами, 3 - свободно плавающие частицы, 4 - стенки порового канала, 5 - график расхода флюида с коллоидной структурой до акустического воздействия, 6 - графики расхода флюида (по возможным пропласткам) после акустического воздействия, которое проводилось без депрессии (репрессии), после чего в скважину спускалось подземное оборудование и она запускалась в работу, 7 - график расхода после акустического воздействия, которое проводилось при депрессии (репрессии) или в скважине, работающей со штатным подземным оборудованием, 8 - минимально необходимый градиент давления для начала фильтрации в условиях закольматированной прискважинной зоны, 9 - градиент давления, создаваемый потенциалом пласта или подземным оборудованием, 10 - момент начала акустического воздействия, 11 - момент окончания акустического воздействия, 12 - момент возвращения вязкости нефти в исходное значение, 13 - момент возвращения предельного напряжения сдвига в исходное значение. Для осуществления способа создание градиента давления между скважиной и пластом осуществляют с помощью снижения уровня жидкости в скважине путем компрессирования или свабирования. Для создания градиента давления могут применяться специальные скважинные устройства (УГИС, УОС и др.), конструкция которых имеет проходное отверстие для спуска излучателя на геофизическом кабеле в зону перфорации, или перед спуском штатного подземного оборудования в скважину к нему крепится на подвесе, например, НКТ или геофизическом кабеле скважинный акустический излучатель. Излучатель состоит из блока питания, управления и контроля и из непосредственно излучающих акустическую энергию модулей (блоков). Излучатель может быть выполнен на базе пьезокерамических преобразователей, как, например, "Скважинный акустический излучатель" патент RU 2000123061. Затем вся конструкция опускается в скважину с таким расчетом, чтобы излучатель после спуска подземного оборудования оказался на уровне интервала перфорации или выбранного интервала. Питание и управление излучателем осуществляется по кабелю питания насоса или по геофизическому кабелю. Причем кабель может быть как одножильным, так и многожильным. Непосредственно вблизи блока управления насосом на поверхности земли расположен блок управления и контроля излучателя. Затем в скважине создают перепад давления (депрессию, репрессию), при этом излучатель работает в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны. После восстановления коллекторских свойств в скважину спускают подземное оборудование и запускают в работу. Если акустический излучатель устанавливают в скважине напротив середины пласта или выбранного пропластка совместно со штатным подземным оборудованием, то сначала скважину выводят на рабочий режим, затем проводят воздействие в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны пласта и соответственно продуктивности скважины. Далее режим работы излучателя устанавливают периодическим для поддержания восстановленной продуктивности в течение длительного времени. Параметры излучения (частота, мощность, время, характеристика направленности) устанавливают оптимальными для данной скважины, исходя из характеристик коллектора, флюида и текущей продуктивности, которые по необходимости корректируют в зависимости от работы скважины. При этом обработку призабойной зоны пласта акустическим излучателем осуществляют независимо от режимов работы подземного оборудования, работа акустического излучателя может быть полностью переведена на автоматический режим.

Формула изобретения

1. Способ восстановления продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт, отличающийся тем, что для восстановления и поддержания продуктивности скважины акустическое воздействие осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита или приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что воздействие осуществляют акустическим излучателем, погруженным в скважину одновременно с подземным оборудованием при освоении или ремонте скважины до запуска скважины в работу, акустический излучатель устанавливают в зоне перфорированного пласта или выбранного пропластка, с возможностью воздействия на продуктивную перфорированную зону пласта, путем, например, выбора соответствующей длины излучателя или количества последовательно соединенных излучателей. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что характеристики акустического воздействия - частоту, мощность, характеристику направленности, характер излучения подбирают и изменяют в процессе обработки скважины в зависимости от реакции скважины на воздействие либо в зависимости от геолого-физических свойств коллектора и флюида, например, частоты воздействия акустического устройства для возбуждения резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта при плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20 - 0,24, вязкости 2,4 мПас, проницаемости 1 - 11 мД, сжимаемости породы 0,9 10^-10, сжимаемости флюида 4,2 10^-10 1/Па, модуле Юнга 2 10¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м выбирают 2,5 - 3 кГц, 6,3 - 6,9 кГц; 10,3 - 11,9 кГц, 14,2 - 16,9 кГц, 19,4 - 21,6 кГц. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что создают градиент давления путем использования насоса повышенной производительности, установленным на максимально возможную глубину и работающим в режиме создания переменных депрессий, то максимально отбирая жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то останавливаясь для накопления, при этом пласт нагружают значительными и переменными депрессиями с одновременным акустическим воздействием или, при наличии фонтанирующего эффекта, используют естественный градиент давления между скважиной и пластом.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

findpatent.ru

Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для непрерывного восстановления коллекторских свойств призабойных зон добывающих скважин, в том числе после глушения, и последующей добычи нефти насосным способом. Система включает спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ), стандартную устьевую арматуру с выкидной линией. Наземное оборудование для создания управляемых депрессий содержит насосный агрегат, установку нагнетания газа, устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси и желобную емкость. На НКТ спущен глубинный насос с функцией забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе работы. Устьевая арматура выполнена с возможностью обеспечения переключения скважины с помощью задвижек на работу в коллектор через линию обвязки выкидной линии с осуществлением постоянного долива жидкости в желобную емкость, а также отключения и демонтирования наземного оборудования при достижении желаемой интенсивности притока. Согласно способу возбуждают циркуляцию жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины. В поток жидкости подают газ с помощью установки нагнетания газа через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси. В момент подачи газа в поток жидкости включают глубинный насос, и циркуляцию жидкости осуществляют дополнительно через работающий глубинный насос. Уменьшают значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью. На поверхность выносится жидкость глушения и продукция скважины в желобную емкость. Манипулируют задвижками устьевой арматуры и переключают скважину на работу в коллектор через обвязку выкидной линии. Обеспечивается введение скважины в эксплуатацию в процессе восстановления ее продуктивности без дополнительного глушения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Известен способ /1/, предназначенный для освоения нефтяных скважин, заключающийся в том, что в насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивается смесь газа с жидкостью (обычно с водой или нефтью). Для этих целей необходим передвижной компрессор и насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкость для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. Смесь газа с жидкостью закачивается через НКТ в межтрубное пространство, через которое выбрасывается на дневную поверхность. На пласт создается депрессия, жидкость в пласте разгазируется, пласт очищается.

Недостатком способа является то, что по мере увеличения глубины, на которую нужно закачать смесь, необходимо увеличивать давление на выходе компрессора и насоса, иначе смесь не пойдет к нижнему торцевому отверстию НКТ. Так, для скважины глубиной 2000 м, заполненной водой, компрессор должен давать давление не ниже 20 МПа (200 кгс/см²). Технически это сложно, энергоемко и опасно. Кроме того, когда процесс стал стационарным, эффект депрессии на пласт стабилизировался и те частицы, которые застряли или образовали пробки в каналах пласта, цементного кольца или в перфорационных отверстиях обсадной колонны, уже не будут оттуда удалены. При прямой (газожидкостная смесь подается в насосно-компрессорные трубы) циркуляции газожидкостной смеси скорость проходящего потока по межтрубному пространству значительно меньше скорости движения жидкости по насосно-компрессорным трубам, что значительно ухудшает вынос кольматирующего материала на поверхность.

Способ /2/ включает циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб на глубину, обеспечиваемую возможностями компрессора, продавливание их вниз жидкостью давлением насоса, превышающим давление компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта.

Снижение давления в призабойной зоне пласта осуществляют путем выталкивания воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, а циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства на дневную поверхность.

Недостатком способа является то, что при проталкивании воздушных пробок к забою скважины вызывается довольно сильная репрессия на призабойную зону пласта, что может способствовать упрочнению кольматирующего материала, находящегося в перфорационных каналах и пористой среде, за счет перепада возникающего давления, что в дальнейшем существенно затруднит его вынос на поверхность.

Другим отрицательньм фактором, влияющим на эффективность процесса, является возможность слияния воздушных пробок в полости насосно-компрессорных труб за счет контакта жидкой фазы с поверхностью труб и проскальзывания воздушных пробок под действием силы Архимеда.

К тому же ухудшаются условия выноса кольматирующего материала, т.к. рабочий агент закачивается в НКТ, а обратный поток с кольматирующим материалом движется к поверхности по межтрубному пространству, где скорость движения потока значительно меньше скорости потока в НКТ.

Наиболее близкими к предлагаемым техническим решениям являются система оборудования и способ восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, по патенту /3/, которые обеспечивают длительные управляемые депрессии на призабойную зону пласта (ПЗП).

Система оборудования по прототипу включает НКТ, специальную устьевую арматуру, насосный агрегат, установку нагнетания газа, устьевое устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, желобную емкость, а также успокоитель (пеногаситель) и забойный диспергатор для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси. Специальная устьевая арматура устанавливается и используется бригадой капитального ремонта скважин (КРС) для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Способ восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, по прототипу включает возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины, подачу газа в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа через устьевое и забойное устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью и вынос на поверхность (в желобную емкость) жидкости глушения и продукции скважины (кольматирующего материала и нефти) через НКТ. Осуществляют поэтапное увеличение содержания газа в мелкодисперсной газожидкостной смеси.

Недостатками известных системы и способа является прежде всего то, что после очистки ПЗП и вызова притока продукции скважины для пуска последней в работу необходимо для извлечения глубинного диспергатора и НКТ и соответственно спуска глубинного насоса и НКТ, произвести повторное глушение скважины, что является нежелательным, но неизбежным.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании такой системы оборудования и такого способа восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, которые без дополнительного глушения и спускоподъемных оперций позволили бы ввести скважину в эксплуатацию практически в процессе восстановления ее продуктивности. Работающий глубинный насос способствует увеличению и поддержанию необходимого значения депрессии.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемая система восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, включающая спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ), устьевую арматуру с выкидной линией, наземное оборудование для создания управляемых депрессий в виде насосного агрегата, установки нагнетания газа, устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси и желобной емкости, обеспечивающих возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство, НКТ и желобную емкость и подачу газа в поток жидкости, содержит дополнительно спущенный на НКТ глубинный насос с функцией забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе работы и коллектор, устьевая арматура выполнена стандартной с возможностью обеспечения переключения скважины с помощью задвижек на работу в коллектор через линию обвязки выкидной линии устьевой арматуры с осуществлением постоянного долива жидкости в желобную емкость, а также отключения и демонтирования наземного оборудования для создания управляемых депрессий при достижении желаемой интенсивности притока.

В качестве глубинного насоса установлен электроцентробежный насос или штанговый глубинный насос.

Поставленная задача решается также тем, что в предлагаемом способе восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения, включающем возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины, подачу газа в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью и вынос на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, в момент подачи газа в поток жидкости включают глубинный насос и циркуляцию жидкости в скважине осуществляют дополнительно через работающий глубинный насос и после выноса на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, манипулируя задвижками стандартной устьевой арматуры, переключают скважину на работу в коллектор через обвязку выкидной линии стандартной устьевой арматуры с коллектором.

На чертеже представлена заявляемая система, где:

1 - НКТ,

2 - стандартная устьевая арматура,

3 - насосный агрегат,

4 - установка нагнетания газа,

5 - устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси,

6 - желобная емкость,

7 - глубинный насос,

8 - обвязка выкидной линии стандартной устьевой арматуры с коллектором,

9 - задвижки стандартной устьевой арматуры,

10 - межтрубное пространство.

Предлагаемая система работает следующим образом, осуществляя последовательность операции по заявляемому способу.

1. После спуска глубинного насоса 7 на НКТ 1 на запланированную глубину обвязывают стандартную устьевую арматуру согласно чертежу.

2. Путем включения в работу насосного агрегата 3 возбуждают циркуляцию жидкости в скважине через межтрубное пространство 10, глубинный насос 7, НКТ 1 и желобную емкость 6.

3. После получения устойчивой циркуляции жидкости подают газ в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа 4 через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси 5.

4. Одновременно с подачей газа по п.3 включают в работу глубинный насос 7.

5. За счет уменьшения значения забойного давления воздействием мелкодисперсной, газожидкостной смесью и работой глубинного насоса 7 обеспечивается вынос на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость 6. После появления в желобной емкости 6 нефти переключают скважину с помощью задвижек 9 стандартной устьевой арматуры на работу в коллектор через линию обвязки 8 выкидной линии стандартной устьевой арматуры 2 с коллектором. При этом осуществляют постоянный долив жидкости в желобную емкость 6.

6. Через фиксированные промежутки времени (например, 30 мин) для визуального контроля интенсивности притока кратковременно с помощью задвижек 9 стандартной устьевой арматуры переключают поток жидкости с продукцией скважины в желобную емкости 6. При достижении желаемой интенсивности притока наземное оборудование 3, 4, 5, 6 для создания управляемых депрессий отключают и демонтируют, а скважину оставляют работать в коллектор.

Заявляемые система оборудования и способ восстановления продуктивности скважины, по мнению авторов, соответствуют критериям “новизна” и “изобретательский уровень”, так как заявляемая совокупность признаков обеспечивает новый эффект, а именно возможность освобождения ПЗП от кольматирующего материала и жидкости глушения и совмещения процесса восстановления с процессом добычи, без дополнительных временных и материальных затрат на спуско-подъемные операции, с гарантией отсутствия открытых выбросов.

В заявляемой совокупности признаков работающий глубинный насос выполняет не только функцию подъема продукции скважины на поверхность, но и является гарантом стабильности процесса восстановления продуктивности методом длительных управляемых депрессий, а также отчасти берет на себя функции забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси.

Пример конкретного осуществления

После глушения добывающей скважины и замены вышедшего из строя глубинного насоса (ЭЦН) было проведено опробование нового насоса на подачу скважинной жидкости. Замеры показали, что дебит по нефти скважины снизился относительно планового и составляет 24 м³/сут при динамическом уровне 765 м и глубине спуска насоса 1025 м.

Было принято решение провести работы по восстановлению продуктивности скважины предлагаемым способом.

В процессе проведения обработки предлагаемым способом с применением предлагаемой системы оборудования скважина изменяла свой дебит в следующей последовательности:

через 1 час обработки - дебит по нефти составлял 28 м³/cут,

через 2 часа - 37 м³/сут;

через 3 часа - 50 м³/сут;

через 4 часа - 54 м³/сут, что соответствует превышению планового дебита на 10 м³/сут.

Работы по восстановлению продуктивности скважины были прекращены и скважину оставили в режиме эксплуатации.

Замеры, проведенные через 7 дней, дали следующий результат: дебит по нефти составлял 48 м³/сут при динамическом уровне 315 м, что соответствует плановому.

Проведение работ по предлагаемому нами способу эффективнее и экономичнее прототипа, так как наряду с кольматирующим материалом, из ПЗП наиболее полно извлекается жидкость глушения, и эксплуатация скважины начинается в процессе самого восстановления продуктивности скважины; процесс не требует дорогостоящих специальных скважинных устройств и позволяет исключить участие в процессе бригад КРС.

Источники информации

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра. 1983, с.117.

2. Патент РФ №2085720, Е 21 В 43/25, БИ №35, 1997 г.

3. Патент РФ №2197609, Е 21 В 43/25, БИ №3, 2003 г.

Формула изобретения

1. Система восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, включающая спущенные в скважину насосно-комрессорные трубы (НКТ), устьевую арматуру с выкидной линией, наземное оборудование для создания управляемых депрессий в виде насосного агрегата, установки нагнетания газа, устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси и желобной емкости, обеспечивающих возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство, НКТ и желобную емкость и подачу газа в поток жидкости, отличающаяся тем, что она содержит дополнительно спущенный на НКТ глубинный насос с функцией забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе работы и коллектор, устьевая арматура выполнена стандартной с возможностью обеспечения переключения скважины с помощью задвижек на работу в коллектор через линию обвязки выкидной линии устьевой арматуры с осуществлением постоянного долива жидкости в желобную емкость, а также отключения и демонтирования наземного оборудования для создания управляемых депрессий при достижении желаемой интенсивности притока.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве глубинного насоса установлен электроцентробежный насос или штанговый глубинный насос.

3. Способ восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, включающий возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины, подачу газа в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью и вынос на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, отличающийся тем, что в момент подачи газа в поток жидкости включают глубинный насос и циркуляцию жидкости в скважине осуществляют дополнительно через работающий глубинный насос и после выноса на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, манипулируя задвижками стандартной устьевой арматуры, переключают скважину на работу в коллектор через обвязку выкидной линии стандартной устьевой арматуры с коллектором.

РИСУНКИРисунок 1

findpatent.ru

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами. Технический результат - экономия времени и средств на осуществление способа за счет выполнения нескольких действий за одну спускоподъемную операцию. Способ включает проведение ремонтно-изоляционных работ, «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны гидромеханическим перфоратором с рабочим органом, оснащенным гидромониторными каналами, закачку герметизирующей композиции в перфорационные отверстия, установку моста внутри эксплуатационной колонны и последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта. При этом за одну спускоподъемную операцию перфоратора производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале ниже продуктивного пласта и выше водоносного пласта. Осуществляют одновременную герметизацию образованных отверстий интервала и установку моста внутри эксплуатационной колонны путем подачи тампонажной композиции через перфоратор. Производят обратную промывку перфоратора при его подъеме к продуктивному пласту, реперфорацию и освоение которого осуществляют этим же перфоратором.

Широко известен метод опережающего бурения при освоении месторождений нефти и газа, при котором бурят скважины, не дожидаясь обустройства промысла и подвода к скважинам трубопроводов, отводящих продукцию скважины на добывающий промысел. Скважина бурится, перфорируется эксплуатационная колонна, производится вызов притока из пласта, после чего скважина глушится глинистым или солевым раствором соответствующей плотности и консервируется на период ожидания пуска в эксплуатацию (до нескольких лет, как, например, на Ямбургском месторождении Западной Сибири). Длительное нахождение скважины в ожидании подключения к трубопроводу и добывающему промыслу под воздействием глинистого или солевого растворов негативно сказывается на ФЕС пород-коллекторов и продуктивной характеристике скважины. Стандартными методами, например снижением противодавления на пласт, освоить скважину невозможно. В таких случаях обычно практикуется повторное вскрытие продуктивного пласта путем бурения вторых стволов, проведением гидроразрыва пласта или повторной перфорацией первоначального интервала перфорации.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [см. Кустышев А.В. и др. Восстановление продуктивности простаивающих нефтяных и газовых скважин / Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. Тюмень, ТюмГНГУ, 2002, c.112].

Недостатком способа является то, что при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивными перфораторами большой мощности возникает нарушение герметичности цементного кольца за колонной - полное или частичное его разрушение, что ведет к возникновению заколонных перетоков воды и газа.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Заявка РФ 98116654, заявлено 04.09.98, опубл. 20.06.2000. Бюл. №17].

Недостатком способа является то, что при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем бурения второго ствола при повторном вскрытии продуктивного пласта за пределами загрязнения прискважинной зоны пласта (ПЗП) требуются большие затраты на бурение нового ствола при невысокой вероятности его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющих достаточно хорошие ФЕС.

Наиболее близким решением, принятым в качестве прототипа, является способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин по патенту РФ №2231630, заявлено 15.11.2002, опубл. 27.06.2004.

Недостатком прототипа является то, что ремонтно-изоляционные работы при ограничении водопритоков с повторной перфорацией (реперфорацией) продуктивного пласта осуществляются в несколько этапов со спуском и подъемом необходимого оборудования для каждого из следующих этапов. Этап 1: производят "щадящую" перфорацию эксплуатационной колонны, например, стреляющими перфораторами или гидропескоструйной перфорацией (ГПП) в интервале обводнившейся части продуктивного пласта ниже ВНК или ГВК на 1-2 метра, затем поднимают компоновку труб НКТ с перфоратором наверх. Этап 2: спускают НКТ к проперфорированному интервалу и закачивают через вновь образованные перфорационные отверстия водоизолирующую композицию, образующую водоизоляционный экран, оттесняющий воду вглубь пласта, затем поднимают НКТ. Этап 3: вновь спускают перфоратор и производят "щадящую" перфорацию эксплуатационной колонны ниже первоначального интервала перфорации и выше ВНК или ГВК на 1-2 метра, после чего перфоратор вновь извлекают на поверхность. Этап 4: снова спускают НКТ и закачивают в заколонное пространство через вновь образованные отверстия над ВНК или ГВК герметизирующую композицию, например состав на основе поливинилового спирта. Затем через НКТ прокачивают цемент для предотвращения заколонных перетоков воды и газа, устанавливая внутри эксплуатационной колонны цементный мост, перекрывающий вновь образованные перфорационные отверстия. Затем поднимают НКТ. Этап 5: установив на НКТ перфоратор, компоновку вновь спускают в скважину и производят повторное вскрытие продуктивного пласта путем "щадящей" перфорации эксплуатационной колонны в первоначальном интервале перфорации с глубиной перфорационных отверстий, выходящей по радиусу за пределы загрязненной зоны, производят вызов притока, отработку и ввод скважины в эксплуатацию.

Задача, положенная в основу изобретения, заключается в устранении указанных недостатков и обеспечении надежного восстановления продуктивности скважин, предотвращении притока пластовых вод к забою и возникновения заколонных перетоков воды и газа по цементному кольцу при снижении капитальных затрат.

Технический результат заключается в ускорении процесса, осуществляемого за одну спускоподъемную операцию, что позволяет экономить время и материальные затраты.

Технический результат достигается тем, что в способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающем проведение ремонтно-изоляционных работ, «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны ниже продуктивного пласта, закачку герметизирующей композиции в перфорационные отверстия, установку моста внутри эксплуатационной колонны и последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта, согласно изобретению «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны производят гидромеханическим перфоратором с рабочим органом, оснащенным гидромониторными каналами, в интервале ниже продуктивного пласта и выше водоносного пласта с закачкой герметизирующей композиции через каналы перфоратора и установкой моста из той же композиции внутри эксплуатационной колонны, а последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта производят тем же перфоратором.

Указанные процессы осуществляют за одну спускоподъемную операцию любого типа гидромеханического перфоратора, имеющего рабочий орган с гидромониторными каналами.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом.

Установленный на колонне НКТ гидромеханический перфоратор, который оборудован рабочим органом с гидромониторными каналами, формирующим щель или отверстие в эксплуатационной колонне, например щелевой или прокалывающий перфоратор, спускают в скважину и производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале ниже обводнившейся части продуктивного пласта и выше водоносного пласта. В образованные перфорационные щели или отверстия через гидромониторные каналы перфоратора закачивают герметизирующую композицию, например состав быстросхватывающей тампонажной смеси (БСТС), создавая тем самым блокирующий экран, и устанавливают внутри эксплуатационной колонны из этого же материала мост, перекрывающий образованные перфорационные отверстия (щели), для предотвращения заколонных перетоков воды и газа. Затем поднимают перфоратор к продуктивному пласту и производят обратную промывку перфоратора от остатков герметизирующей композиции. По окончании промывки по насосно-компрессорным трубам под давлением подают рабочую жидкость (кислотный, углеводородный растворитель, ПАВ и т.д.) и производят реперфорацию эксплуатационной колонны с гидромониторной обработкой пласта. После перфорации продуктивного пласта осуществляют его освоение известными способами, производя вызов притока через гидромониторные каналы перфоратора.

Таким образом, осуществляют заявляемый способ за одну спускоподъемную операцию, что позволяет экономить время, материальные и энергетические затраты.

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий проведение ремонтно-изоляционных работ, «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны гидромеханическим перфоратором с рабочим органом, оснащенным гидромониторными каналами, закачку герметизирующей композиции в перфорационные отверстия, установку моста внутри эксплуатационной колонны и последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта, отличающийся тем, что за одну спускоподъемную операцию перфоратора производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале ниже продуктивного пласта и выше водоносного пласта, осуществляют одновременную герметизацию образованных отверстий интервала и установку моста внутри эксплуатационной колонны путем подачи тампонажной композиции через перфоратор, производят обратную промывку перфоратора при его подъеме к продуктивному пласту, реперфорацию и освоение которого осуществляют этим же перфоратором.

findpatent.ru

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЛИ ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

В настоящее время более 90% текущих извлекаемых запасов нефти промышленных категорий месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» относятся к категории трудноизвлекаемых.

Как показывает отечественный и мировой опыт, эффективная разработка заводнением таких запасов невозможна без массового применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основными их которых являются химические (ХМУН). Начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции ХМУН позволяют экономически оправданно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 3 – 15% и более, а также существенно продлить срок рентабельной разработки пласта. При этом они являются безальтернативными и не могут быть заменены другими видами МУН – гидроразрывом пласта (ГРП), горизонтальными скважинами (ГС) или боковыми стволами (БС). Химические МУН используются комплексно вместе с ними, так как являются не только самостоятельным методом повышения нефтеотдачи, но и основным способом регулирования разработки залежей при их заводнении. В последние годы за счет применения ХМУН в мире ежегодно добывается более 100 млн. т нефти, и эта величина постоянно возрастает. Успешность применения технологий составляет 70 – 95%, а эффективность в среднем по залежам колеблется в пределах 0,5 – 8,0 тыс. т дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию.

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважины можно разделить на химические, физические и тепловые. Зачастую для получения наиболее эффективных результатов данные методы применяют комплексно или последовательно. Выбор метода воздействия определяется пластовыми условиями.

В данной статье были рассмотрены часто применяемые технологии химических методовувеличения нефтеотдачи.

Наибольшее применение среди химических методов имеютвязкоэмульсионный состав(ВЭС) и осадкогелеобразующий состав (ОГС).

Сущность технологии вязких эмульсионных составов.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов, в условиях поддержания пластового давления за счет закачки воды, происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное «отключение» из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев.

Технология является основной эмульсионной технологией и базовой для всех эмульсионных технологий. Она реализовывается в двух модификациях: закачка ВЭС с КНС и адресная закачка ВЭС – индивидуально в конкретную нагнетательную скважину. Объем закачки раствора в одну нагнетательную скважину находится в диапазоне от 20 до 900 м³. Основной используемый реагент – эмульгатор (нефтенол, эмультерм и т.д.) с рабочей концентрацией 1-5% вес. Первый вариант её реализации (закачка от КНС) прекратили использовать с 2009 года в связи с низкой технико-экономической эффективностью.

Механизм действия технологии заключается в создании в наиболее проницаемых, наиболее выработанных интервалах пласта, в которые преимущественно поступает состав, повышенного фильтрационного сопротивления и подключения за счет этого к процессу фильтрации слабодренируемых и неработающих интервалов пласта, что приводит к выравниванию профиля приемистости (ВПП) и увеличению охвата пласта заводнением. Кроме этого, ВЭС, обладающий повышенными вязкостными свойствами, способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с традиционным заводнением. Эффект завершается после разрушения эмульсии, которое при правильном обосновании объема и концентрации основного компонента - нефтенола – может наступить через 10-12 месяцев после закачки ВЭС.

Наиболее эффективно применение ВЭС на средних стадиях разработки при среднем значении текущей обводненности на участках воздействия 40-80%. В целом применение закачки ВЭС за всю историю нефтедобычи являлось эффективным. Основные объекты использования технологии связанны с пластами группы АС, с пластами ЮС₂ и БС₁₀.

Вязкий эмульсионный состав нейтрален по отношению к интенсивности коррозии, скорости солеотложения, развитию сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловом оборудовании.

Эмульсии, приготовленные на основе эмульгаторов, обладают высокой нефтевытесняющей способностью и повышают свою вязкость с ростом температуры.

Сущность технологии закачки осадкогелеобразующих составов.

Сущность технологии заключается в том, что в результате последовательной закачки через буфер воды двух компонентов – сульфата натрия и хлористого кальция (технология ОГС-2) – по мере их продвижения по водонасыщенной части пласта при их взаимодействии происходит постепенное образование устойчивого осадка, состоящего из сульфата кальция. Технология обладает селективностью воздействия, так как осадок может образовываться только в присутствии хлористого кальция, а размеры частиц сульфата натрия намного меньше размеров частиц хлористого кальция, поэтому если даже какая – то часть первого компонента попадает в нефтенасыщенныйнизкопроницаемый интервал пласта, процесс осадкообразования не произойдет, поскольку хлористый кальций в них не проникнет.

Ещё одним положительным моментом является то, что процесс осадкообразования начинается не в призабойной зоне пласта (ПЗП), а в удаленной части пласта, что позволяет регулировать объём закачки композиции в широком диапазоне, создавая осадок на заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины.

При аномально высоких приемистостях дополнительно используется жидкое стекло (технология ОГС-1). Объем закачки рабочего раствора на 1 скважино-операцию лежит в диапазоне от 120 до 600 м³. Технология наиболее эффективна при текущей обводненности в среднем по участку воздействия от 70% до 95% и выше и может работать как в поровом, так и в трещиноватом коллекторе.

Технологии на основе дисперсных наполнителей также относится к методам, выравнивающим профиль приемистости и фронт вытеснения нефти водой.

ХМУН являются не только самостоятельной группой технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки пластов, но и позволяют создавать наиболее благоприятные условия для эффективного применения других, более затратных методов МУН – ГРП, БС, ГС, и т.д. так как ОПЗ позволяют восстанавливать или увеличивать продуктивность ПЗП, а ПМУН – перераспределять фильтрационные потоки в межскважинном пространстве и направлять процесс нефтевытеснения из водопромытых зон и пропластков в зоны и пропластки с повышенной нефтенасыщенностью.

На ранних этапах разработки пластов ХМУН играют вспомогательную и второстепенную роль по отношению к затратным и более эффективным на этих этапах разработки вышеуказанным МУН, а в ряде случаев являются просто «жертвенными», т. к. всего лишь создают благоприятные условия для работы скважин с ГС, БС и ГРП. Количество скважино – операций и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов при применении ХМУН на ранних этапах могут быть незначительными. По мере истощения запасов и усложнения их остаточной структуры эффективность и объем применения затратных технологий в связи с увеличением риска получения нерентабельных скважино – операций неизбежно снижается роль ХМУН начинает возрастать. При этом увеличивается как количество скважино – операций, так и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов. На завершающих этапах разработки, когда текущий КИН близок к проектной величине в рамках сформированной системы заводнения, химические МУН играют доминирующую роль по отношению к другим видам МУН. Это связано с тем, что только с помощью ХМУН можно экономически оправданно воздействовать на остаточные запасы нефти. При этом воздействием должна быть охвачена вся площадь залежи. Также объемы закачки рабочих растворов должны возрастать при каждой последующей обработке на 10 – 20% и превышать приемистость нагнетательной скважины в 3 – 15 раз.

В настоящее время ХМУН стали неотъемлемой составляющей разработки многих пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». По сути, они определяют уровни текущей добычи нефти и обводненности, а также уровень конечного КИН на этих объектах.

Одним из главных препятствий, сдерживающих развитие ХМУН и их применение в оптимальном режиме, является старение фонда скважин, и прежде всего – нагнетательного. Для решения этой проблемы необходимо целенаправленно осуществлять своевременный капитальный ремонт скважин.

Список литературы:

Баталов Д.А., Шамгунов Р.Н., Байков Е.Н. и др. Справочник химических методов увеличения нефтеотдачи. – Сургут: Нефть Приобья, 2012. – 312 с.
Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 301 с.
Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов состояние, проблемы, перспективы. Труды международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». – М., 2002. – 15 с.

sibac.info

Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ. Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран. При этом перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора. В качестве перфоратора используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции. При этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков. Техническим результатом является обеспечение надежного восстановления продуктивности и приемистости скважин, повышение эффективности изоляции пластовых вод, снижение количества спуско-подъемных операций. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ, включающих ликвидацию негерметичностей эксплуатационных колонн и заколонных циркуляции воды, газа, восстановлению цементного кольца, ограничений водогазопритоков по подошве и по пласту, ликвидации межколонных проявлений.

Недостатком известного способа являются большие затраты на бурение второго ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющими достаточно хорошие фильтрационно-емкостные свойства.

Известен также способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, повторное вскрытие продуктивного пласта в первоначальном интервале с глубиной, выходящей по радиусу за пределы загрязненной прискважинной зоны, при этом производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колоны [Патент РФ №2231630 C1, МПК 7 E21B 43/00, 43/32, опубл. 2000].

Недостатком известного способа является то, что обеспечивается восстановление продуктивности скважин, предотвращение притока пластовых вод, ликвидация перетоков только в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными к водонефтяным контактам, закрепление производится тампонажным составом из цемента.

Известен способ восстановления герметичности обсадной колонны, включающий закачку в кольцевое пространство скважины изоляционного состава, его газирование в стволе скважины циклическим изменением расхода газа через изоляционный состав путем периодического открытия и закрытия затрубного пространства и закачку изоляционного состава в место негерметичности обсадной колонны в эксплуатационной скважине [Авторское свидетельство №1624127, кл. E21B 33/13, опубл.1991].

Недостатком известного способа является то, что нефтяную скважину предварительно подвергают осушению газом, что усложняет способ и, кроме того, низка надежность изоляции.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в интервал негерметичности обсадной колонны, закачивают расчетное количество цементного раствора, приподнимают колонну насосно-компрессорных труб на высоту, соответствующую верхней границе цементного раствора, и за счет обратной циркуляции продавочной жидкости «срезают» цементный раствор в целях предупреждения прихвата колонны насосно-компрессорных труб и уменьшения цементного стакана, подлежащего разбуриванию после ОЗЦ [Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра. - 1989. - С.130].

Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции негерметичности обсадной колонны, поскольку имеет место перемешивание цементного раствора и продавочной жидкости.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, при подъеме колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ [Авторское свидетельство №1620609, кл. Е21В 33/13, опубл.1991].

Недостатком известного способа является большой расход цементного раствора и низкая надежность изоляции.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу [RU 2247224, E21B 33/13, опубл. 2005].

Недостатком способа является использование только в скважинах с подошвенной водой и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке в прискважинную зону пласта смеси известковой для горных и буровых работ (СИГБ) в качестве составе для селективной водоизоляции, при этом при контакте с пластовой водой СИГБ твердеет, образуя плотный камень [Патент РФ №2158356, кл. E21B 33/138, опубл.1999].

Недостатком способа является то, что для создания экрана требуется большое количество водоизоляционной композиции. Чтобы создать экран радиусом 5 м и толщиной 2 м, требуется около 30 м³ композиции. Кроме того, к недостаткам способа следует отнести трудности в освоении скважины в результате проникновения жидкости глушения в призабойную зону при закачке водоизоляционной композиции, а также уменьшение нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Кустышев А.В. и др. Восстановление продуктивности простаивающих нефтяных и газовых скважин // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С. 112].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности является нарушение герметичности цементного кольца за колонной (полное или частичное его разрушение), что ведет к возникновению заколонных перетоков воды и газа.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий выполнение заливочных отверстий в эксплуатационной колонне, спуск заливочной колонны с пакерующим элементом, разобщение межколонного пространства и закачку под давлением изоляционного материала, при этом на заливочную колонну устанавливают дополнительные пакерующие элементы в количестве, равном количеству продуктивных пластов, и с условием их размещения между продуктивными пластами, а разобщение межколонного пространства осуществляют в зоне продуктивных пластов и в зоне заливочных отверстий, при этом закачку под давлением изоляционного материала осуществляют одновременно с разобщением межколонного пространства, продолжительность которого принимают по меньшей мере равным продолжительности закачки изоляционного материала [RU 2053357, опубл. 1996].

Известен также способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Заявка 98116654/33 РФ, E21B 47/00, заявлено 04.09.98, опубл. 20.06.00. Бюл. №17].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем бурения второго ствола при повторном вскрытии продуктивного пласта за пределами загрязнения прискважинной зоны пласта (ПЗП) являются большие затраты на бурение нового ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющих достаточно хорошие ФЕС.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий повторное вскрытие продуктивного пласта в первоначальном интервале с глубиной, выходящей по радиусу за пределы загрязненной прискважинной зоны. В последующем производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны, например, сверлящими перфораторами или гидропескоструйной перфорацией, в интервале обводнившейся части продуктивного пласта ниже водонефтяного или газоводяного контакта на 1-2 метра. Закачивают через вновь образованные перфорационные отверстия водоизолирующую композицию, образующую водоизоляционный экран, оттесняющий воду в глубь пласта по радиусу. Производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны ниже первоначального интервала перфорации и выше водонефтяного или газоводяного контакта на 1-2 метра. Закачивают в заколонное пространство через вновь образованные отверстия над водонефтяным или газоводяным контактом герметизирующую композицию, например, состав на основе поливинилового спирта. Для предотвращения заколонных перетоков воды и газа устанавливают внутри эксплуатационной колонны цементный мост, перекрывающий вновь образованные перфорационные отверстия. Производят повторное вскрытие продуктивного пласта путем «щадящей» перфорации эксплуатационной колонны в первоначальном интервале перфорации с глубиной перфорационных отверстий, выходящей по радиусу за пределы загрязненной зоны. Производят вызов притока, отработку и ввод скважины в эксплуатацию [Патент РФ №2231630 C1, МПК 7 E21B 43/00, 43/32, опубл. 2004].

Недостатком способа является сложность реализации, а также то, что изолирующий раствор может быть вынесен из пласта в скважину не только из нефтенасыщенной, но и из водонасыщенной зоны. Осуществление ремонтно-изоляционных работ проводятся за две спуско-подъемные операции, одна операция - перфорация эксплуатационной колонны, вторая - изоляционные работы.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка эффективного способа ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин при минимальных капитальных затратах. Основная задача предлагаемого изобретения состоит в создании такого способа для изоляции и ограничения водогазопритоков с использованием перфорации скважин с отсутствием фугасного воздействия, который бы при сравнительно простом технологическом процессе обеспечивал эффективную селективную изоляцию водогазопритоков, ликвидацию негерметичностей эксплуатационных колонн легко проникающими изоляционными составами, минимальным загрязнением призабойной зоны с последующим восстановлением продуктивности скважины, а также в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими ФЕС пород-коллекторов и близко расположенными ВНК или ГВК.

При осуществлении заявленного технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении надежного восстановления продуктивности и приемистости скважин, в повышении эффективности изоляции пластовых вод, удешевлении процесса производства работ, минимальном загрязнении призабойной зоны скважины и сокращении времени ее последующего освоения нефтенасыщенного интервала пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин, включающим спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны в любом интервале или в нескольких интервалах по стволу скважины путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран, особенностью является то, что перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора, в качестве которого используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции, при этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков. Кроме того, возможно использование в качестве изолирующей композиции для изоляции водо- или водогазопритоков и ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны карбомидоформальдегидной смолы. После закачки изоляционной композиции в водонасыщенный пласт возможно проведение дополнительной перфорации нефтенасыщенного интервала.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально по материалам геофизических исследований устанавливают интервал притока воды по пласту или заколонные перетоки воды с нижележащих водо- или газоносных пластов, положение водонефтяного контакта (ВНК) или газонефтяного контакта (ГНК) в конкретной добывающей скважине. В скважину спускают на насосно-компресорных трубах (НКТ) гидромеханический перфоратор, например щелевой, сверлящий, фрезерный, прокалывающий, позволяющий формировать каналы в эксплуатационной колонне. Геофизическим методом производится привязка к нужному интервалу пласта, где будет произведено прокалывающее вскрытие скважины, оборудованной эксплуатационной/обсадной колонной. Производятся не менее двух проколов за счет давления столба жидкости до 15 мПа, каждое отверстие формируется в эксплуатационной колонне размером по 16×50 мм путем вдавливания в стенку трубы прокалывающих резцов с усилием, превышающим предел текучести. Перфорационные отверстия создают, при необходимости, через каждые 20-30 см с перемещением перфоратора снизу вверх.

Одновременно через гидромониторные насадки, которым оборудован гидромеханический перфоратор, и сформированные отверстия высокоскоростной струей жидкости под высоким давлением производится намыв каналов в призабойной зоне пласта скважины.

Определяют приемистость пласта через перфоратор, приемистость должна быть не менее 100 м³/сут при давлении 10 МПа. При отсутствии приемистости производят, например, кислотное воздействие прямо через перфоратор с закачкой кислоты в пласт по созданию приемистости.

Следующим этапом проводят закачку изолирующей композиции, например, на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС). Первоначально композицию по трубному пространству доводят до пласта при затрубной циркуляции жидкости, далее затрубное пространство закрывают и изолирующую композицию продавливают прямо в пласт через гидромониторные насадки перфоратора с продавкой водой. Изолирующая композиция остается на затвердевание на определенное время, в зависимости от количества отвердителя и температуры пласта.

После перфоратор поднимают до нефтянасыщенного интервала пласта и производят при необходимости дополнительные проколы с намывом каналов по пласту для фильтрации жидкости.

Сбрасывают шарик в НКТ, создается давление на устье и открываются циркуляционные клапаны, позволяющие получить циркуляцию с затрубного пространства на трубное. Проводят закачку химических составов через трубное пространство, через перфоратор в пласт. Далее проводят свабирование с извлечением продуктов реакции и вызовом притока из пласта.

При отсутствии необходимого притока из нефтянасыщенного пласта компоновку с перфоратором поднимают наверх. После затвердевания изолирующей композиции и подъема перфоратора производят спуск, например, волнового гидромонитора с пакером и струйным насосом, проводят поинтервальную очистку перфорационных отверстий в нефтянасыщенном интервале с созданием пульсирующих колебаний давлений. После проводят посадку, герметизацию пакера и осуществляют освоение струйным насосом с созданием перепадов давления на забой скважины.

Предлагаемый способ селективной щадящей перфорации и водогазоизоляционных работ с последующим вызовом притока нефти из пласта свабированием, компрессированием с применением химических, акустических, волновых методов не требует установки цементных мостов и пакерных устройств для перекрытия существующих перфорационных каналов, селективная закачка изоляционного состава для ограничений водогазопритоков и ликвидации негерметичностей колонн непосредственно в необходимый интервал пласта производится через щадящие проколы/отверстия/щели в эксплуатационной колонне и гидромониторные насадки за один спуск-подъем перфоратора.

Таким образом, изоляцию водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны проводят сразу после перфорации без дополнительных спуско-подъемных операций. Применяемые химические составы не соприкасаются с эксплуатационной колонной и непосредственно воздействуют на водонасыщенный пласт, без загрязнения нефтянасыщенных интервалов.

1. Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны в любом интервале или в нескольких интервалах по стволу скважины путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран, отличающийся тем, что перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора, в качестве которого используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции, при этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, в качестве изолирующей композиции для изоляции водо- или водогазопритоков и ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны используют карбомидоформальдегидную смолу.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, после закачки изоляционной композиции в водонасыщенный пласт производят дополнительную перфорацию нефтенасыщенного интервала.

findpatent.ru

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Заявка РФ 98116654, заявлено 04.09.98, опубл. 20.06.2000. Бюл. №17].

Заявляемый способ осуществляют следующим образом.

edrid.ru

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях анпд и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны включает производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта. Шаблонируют колонну, исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к газоводяному контакту - ГВК глинистого пропластка, спускают в колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика. После ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ разбуривают цементный стакан, промывают песчаную пробку до текущего ГВК, закачивают над ее головой до текущего ГВК через перфорационные отверстия интервала перфорации 15-20 м³ водоизоляционной композиции, продавливают ее 3-5 м³ цементного раствора в пласт с образованием водоизоляционного экрана и оставлением над песчаной пробкой цементного стакана указанной высоты. После ОЗЦ осуществляют перфорацию гидропескоструйную или мощным кумулятивным перфоратором эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана до кровли пласта и вызов притока газа. Цементный раствор содержит портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. Технический результат - повышение надежности восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности простаивающих нефтегазовых скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости, в том числе песчаники и глины. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять вторичное вскрытие продуктивного пласта, перфорацию эксплуатационной колонны, сплошным интервалом и двойной плотностью.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывают из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, связанного с подъемом газоводяного контакта (ГВК), низкой продуктивностью, смятием эксплуатационной колонны, обусловленного возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. В этих условиях традиционными методами восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной ее перфорации двойной плотности и пониженной по этой причине прочности эксплуатационной колонны осуществить технически невозможно.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент №2273718 РФ. Е21В 29/10, заявлено 02.07.04, опубликовано 10.04.06].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого интервала эксплуатационной колонны. Этому будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным давлением и наличие сплошной перфорации эксплуатационной колонны двойной плотности. Кроме того, способ не устраняет поступление пластовых вод к забою и не обеспечивает восстановление продуктивности самой скважины, наоборот, способствует дальнейшему загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП).

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Пат. 2231630 РФ. Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубликовано 2004].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полного или частичного его разрушения, что будет способствовать еще большему притоку пластовых вод к забою скважины. Кроме того, этот способ не устраняет негерметичность эксплуатационной колонны при большой разнице горного и забойного давлений.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в изоляции притока пластовых вод, восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и в получении дополнительной добычи газа из ранее простаивающих скважин.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, первоначально шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к ГВК глинистого пропластка, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы намытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1-2 м выше башмака хвостовика и после ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до текущего ГВК, закачивают в интервале ниже первого над головой промытой песчаной пробки глинистого пропластка до текущего ГВК через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением над промытой песчаной пробкой цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн - эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а для перфорации применяют мощные кумулятивные перфораторы или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны; на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при намывании песчаной пробки и спуске хвостовика; на рис.3 - то же в процессе изоляции притока пластовых вод; на фиг.4 - то же в процессе перфорации «под эксплуатацию» и вызова притока газа из пласта.

Способ реализуется в простаивающей длительное время скважине (фиг.1), в которой эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, двойной плотностью перфорации, ствол скважины частично перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 поднялся выше забоя 5 скважины до нижних отверстий интервала перфорации 6, нижняя часть эксплуатационной колонны 1 прокорродировала, имеет смятие 7, обусловленное возникновением в условиях АНПД большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

Первоначально в скважине (фиг.2) шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и исправляют ее смятие 7 по известной технологии до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее хвостовика 9. Намывают песчаную пробку 3 до глубины залегания ближайшего к ГВК 4 глинистого пропластка 8.

В выпрямленную эксплуатационную колонну 1 спускают хвостовик 9 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 10 намытой песчаной пробки 3 с размещением головы 11 хвостовика 9 на 20 м выше кровли 12 продуктивного пласта 2. Хвостовик 9 спускают в эксплуатационную колонну 1 для предотвращения в процессе дальнейшей эксплуатации скважины смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Он выполняет функцию длинного изоляционного пакера, так как установить изоляционный пакер в скважине с плотным интервалом перфорации технически невозможно. Хвостовик 9 цементируют цементным раствором 13 с оставлением цементного стакана 14 высотой 1-2 м выше башмака 15 хвостовика 9. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 13 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент; суперпластификатор С-3; поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, в качестве поливинилового спирта - например, ПВС 18/11 или ПВС В1Н; а в качестве полипропиленового волокна - полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый полипропиленовый наполнитель. Обычно используют цементный раствор следующего состава, мас.% (на сухое): С-3 - 0,5-1, поливиниловый спирт - 0,5-1, волокно - 0,06-0,08, портландцемент - остальное.

После ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана 14 и промывку намытой песчаной пробки 3 до текущего ГВК 4 (не показано).

Закачивают (фиг.3) через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации 6 в интервале ниже интервала глинистого пропластка 8 водоизоляционную композицию 16 в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 17 цементным раствором 18 в объеме 3-5 м³ с оставлением над песчаной пробкой цементного стакана 19 высотой на 1-2 м выше башмака 15 хвостовика 9. Состав цементного раствора 18 аналогичен составу цементного раствора 13 при цементировании хвостовика 9, а в качестве водоизоляционной композиции можно использовать "жидкое стекло" или поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н.

После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн - эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 9 в интервале выше головы 20 цементного стакана 19 до кровли 12 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. Перфорацию осуществляют мощным кумулятивным перфоратором или осуществляют гидропескоструйную перфорацию. В качестве кумулятивных перфораторов можно использовать перфораторы PJ 2906 «омега» или ПКС 80, или ПРК 42С.

Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 21. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину пускают в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине №310 Вынгапуровского месторождения.

Первоначально в скважине прошаблонировали эксплуатационную колонну и исправили ее смятие с помощью оправочного инструмента до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее хвостовика. После этого намыли песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к ГВК глинистого пропластка.

В выпрямленную эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спустили хвостовик из обсадных труб диаметром 114 мм до головы намытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта. Хвостовик в эксплуатационную колонну спустили с целью недопущения смятия эксплуатационой колонны в процессе дальнейшей эксплуатации скважины из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. В то же время он выполнял функцию длинного эксплуатационного пакера. Хвостовик зацементировали цементным раствором следующего состава, мас.% (на сухое): суперпластификатор С-3 - 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 - 0,7, полипропиленовое волокно "фибра" - 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 - 98,53 при В/Ц 0,5, с оставлением цементного стакана высотой 1,4 м выше башмака хвостовика. Полипропиленовое волокно "фибра" представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 мкм.

После ОЗЦ разбурили цементный стакан и промыли намытую песчаную пробку до текущего ГВК.

Закачали через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию - "жидкое стекло" по ГОСТ 13078-81 в объеме 18 м³, продавили ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором аналогичного состава в объеме 4 м³ с оставлением над песчаной пробкой цементного стакана высотой на 1,3 м выше башмака хвостовика. После ОЗЦ провели перфорацию "под эксплуатацию" двух колонн - эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели мощным кумулятивным перфоратором - PJ 2906 "омега", обеспечивающим создание длинных трещин без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной. Такой перфоратор относится к "щадящим" перфораторам, не разрушающим целостность цементного камня.

Снижением противодавления на продуктивный пласт осуществили вызов притока газа через перфорационные отверстия "под эксплуатацию". После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.

Предлагаемый способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны более надежен по сравнению с аналогами. Он устраняет поступление пластовых вод в скважину, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны и повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины.

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, для чего первоначально шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, намывают песчаную пробку до глубины залегания ближайшего к газоводяному контакту - ГВК глинистого пропластка, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы намытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика и после ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до текущего ГВК, закачивают в интервале ниже первого над головой промытой песчаной пробки глинистого пропластка до текущего ГВК через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением над промытой песчаной пробкой цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн - эксплуатационной колонны и хвостовика в интервале выше головы цементного стакана до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а при указанной перфорации применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.

findpatent.ru

НИИ ВОДГЕО - Восстановление производительности водозаборных скважин; водоснабжение, канализация, очистка сточных вод, водоподготовка, ана

Технология реагентной регенерации скважин

Эксплуатация водозаборных скважин сопровождается снижением их производительности вследствие кольматажа фильтров и прифильтровых зон различными осадками. В большинстве случаев кольматаж фильтров приводит к преждевременному выходу скважин из строя, Для обеспечения нормативного срока эсплуатации скважин необходимо проведение работ по восстановлению их производительности.

Наиболее эффективным способом восстановления производительности скважин является реагентная регенерация. Метод основан на растворении кольматирующих осадков различными реагентами. С целью интенсификации процесса растворения, обработка ведётся в поле гидродинамических возмущений, создаваемых возвратно-поступательным движением реагента в прифильтровой зоне. В отличие от импульсных методов регенерации, разрущающих кольматирующие образования. но не удаляющих их из прифильтровой зоны, реагентные методы обеспечивают наиболее полное извлечение кольматанта и увеличение межремонтного периода в 3-4 раза.

Реагентная обработка проводится на специализированных установках, реализующих все необходимые технологические приёмы, включая приготовлении растворов из порошкообразных реагентов, закачку их в зону фильтра, вакуумирование скважины и нагнетание в неё сжатого воздуха, эрлифтную прокачку и др.

Реагентная регенерация обеспечивает восстановление на 80-100% первоначальных параметров скважин, что позволяет снизить на 20-30 % удельные энергозатраты на подачу 1м3 воды и отказаться от перебуривания скважин. Стоимость реагентной обработки составляет 10 до 30 % затрат на бурение новой скважины.

Увеличение произво-дительности скважин в 1,5-3 раза за счет растворения кольматирующих образований эффективными реагентами в гидродинамическом режиме;
Исключение загрязнения окружающей среды отработанными реагентами за счет их нейтрализации непосредственно в водоносном пласте.

www.watergeo.ru

Восстановление продуктивности скважин

Способ восстановления продуктивности скважины

Способ восстановления и поддержания продуктивности скважины

Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЛИ ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин

НИИ ВОДГЕО - Восстановление производительности водозаборных скважин; водоснабжение, канализация, очистка сточных вод, водоподготовка, ана

Смотрите также