Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения производительности добывающих скважин. Сущность изобретения: осуществляют 2-5 циклов прокачки через скважину пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 нм2 и водогазогидратную смесь в объеме 0,5-2 м3 на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м3 воды 5-150 нм3 газа, и непосредственно за этим пускают скважину в эксплуатацию.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s Е 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПЛТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

1 л

° а

vû

ОО

О

О

С)

О

ОО

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 (21) 4919038/03 (22) 22,01,91 (46) 07.03.93. Бюл. N. 9 (71) Кимрское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструк торского института по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континвнтального шельфа (72) Р,Ш.Мамлеев, И.И.Лаптев, А.А.Ли и

С. К,Анабаев (56) Справочная книга по добыче нефти, М.:

Недра, 1974, с. 420-445.

Амиен 8.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов, М,: Недра, 1980 г с .

349-361.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличейия производительности добывающих скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях.

Цель изобретения — повышение эффективности и снижение коррозионной и экологической опасности.

Укаэанная цель достигается за счет того, что в способе обработки приэабойной зоны добывающей скважины, включающем продавку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу; осуществляют 2 — 5 циклов прокачки, через скважину пачек газа, за ем, закачивают в пласт газ в объеме

1000-2000 нм и водогазогидратную смесь

3 в объеме 0,5-2 м на 1 м вскрытой толщины, 3 при этом, водогазогидратную смесь обуазуютвпропорции на1м воды 50-150нм газа и непосредственно за этим пускают скважину в работу., Я3, 1800008 À1

2 (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ (57) Использование: в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения. производительности добывающих скважин. Сущность изобретения: осуществляют 2-5 циклов прокачки через скважину пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 нм и водогазогидратную смесь в обьеме

0,5 — 2 м на 1 м вскрытой толщины продук-

3 тивного пласта, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м воды 5-150 нм газа, и непосредственно за,.

3 этим пускают скважину в эксплуатацию.

В предлагаемом способе очистка призабойной зоны происходит в три этапа. Осуществление в предлагаемом способе 2-5 циклов порционной прокачки через скважину газа жидкостью преследует цель достичь первого этапа очистки приэабойной зоны за счет циклического выноса мехпримесей интенсивными притоками жидкости из пласта в периоды больших депрессий давления, когда полость скважины последовательно заполняется порциями газа. Второй этап очистки реализуется в период последовательной закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси. Третий этап очистки начинается с пуска скважины в работу и заключается в том, что снижение при этом забойного давления приводит к разложению в пласте гидратной фазы на газ и воду.

Закачанный газ и гаэ, выделившийся при разложении гидратов, устремляются в скважину и способствуют интенсивному выносу

1800008. бойной зоны добывающей скважины с сово-. купностью отличительных признаков, аналогичных отличительным признакам предлагаемого, не известно.

Учитывая новизну и достижение постав- 30 ленной цели, отличительные признаки предлагаемого способа можно считать существеннымии.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом. 35

В затрубное пространство параллельно подключают агрегат для закачки воды (технологической жидкости, в качестве которого может быть использован, например, цементировочный агрегат ЦА-320 и компрессор. 40

Если скважина находится в составе куста, на котором имеются действующие добывающие скважины с высоким газовым фактором давление в затрубном пространстве которых составляет 6-18 МПа, то газ этих 45 скважин может быть использован вместо

° воздуха, нагнетаемого в обрабатываемую скважину компрессором, Аналогично этому, если на кусте имеется действующая нагнетательная скважина, то ее подводящий во- 50 довод может быть соединен с затрубным пространством обрабатываемой скважины и в этом случае необходимость в использовании агрегата ЦА-320 отпадает.

Работу начинают с того, что технологи- 55 ческую жидкость, га находящуюся в стволе скважины, выдавливают через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в емкость или амбар путем подачи газа в затрубное пространство скважины. В тот момент, когI мехпримесей из призабойной зоны, Требование пуска скважины непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси объясняется тем, что водогазогидрат не распространялся на значительную часть пласта, что снизило бы интенсивность разложения гидратной фазы и ослабило бы эффект выноса азом мехпримесей из призабойной зоны.

Комплексное взаимосвязанное воздействие трех факторов на процесс очистки призабойной зоны позволяет достичь высокой эффективности предлагаемого способа, В предлагаемом способе в качестве рабочего агента, закачиваемого в пласт, используют малокоррозионноактивные и экологически относительно чистые воздух, углеводородный газ и воду. Это обуславливает снижение коррозионной и экологической опасности предлагаемого способа

Таким образом, видим, что совокупность взаимосвязанных отличительных признаков предлагаемого способа позволяет достичь поставленной цели.

Способов обработки (очистки) приза5

25 да вся технологическая жидкость выдавлена

3 полость скважины полностью заполнена газом, забойное давление достигает минимального значения, Создается наибольшая депрессия давления на пласт. Пластовая жидкость интенсивно поступает в скважину, вынося с собой мехпримеси из призабойной зоны. Затем, газ в стволе скважины заменяют на воду или технологическую жидкость, закачивая их при открытой трубной задвижке в затрубное пространство.

Описанную операцию последовательного заполнения полости ствола скважины газом и жидкостью повторяют 2-5 раз в зависимости от того, насколько интенсивно изменяется от цикла к циклу приток в скважину пластовой жидкости: если интенсивность притока от цикла к циклу изменяется незначительно, количество циклов снижают и наоборот.

После последнего цикла заполнения полости ствола скважины газом трубную задвижку закрывают и через затрубное пространство осуществляют закачку в пласт газа в объеме 1000 — 200 нм на 1 м вскрытой з толщины продуктивного пласта, По окончании операции закачки газа в пласт закачивают водогазогидратную смесь, которую образуют смещением.на устье скважины воды с газом в пропорции на 1 м воды 5 — 150 з нм газа. Водогазогидратную смесь закачивают в объеме 05 — 2 м на 1 м вскрытой з толщины продуктивного пласта.

При закачке в пласт газа и водогазогидратной смеси происходит срыв мехпримесей из пристеночной области скважины и перенос их в удаленные зоны пласта, где удельная на единицу порогового пространства концентрация их существенно уменьшается.

Непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси скважину пускают в работу. При этом, происходит снижение забойного давления, что приводит к разложению в пласте гидратной фазы на газ и воду. Закачанный и выделившийся при разложении гидратов газ устремляется в скважину и способствует интенсивному выносу мехпримесей из призабойной зоны.

Пример.

Работоспособность и эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны добывающей скважины подтверждается результатами следующих промысловых экспериментов, проведенных на скважинах производственного объединения "Пурнефтегаз", Скв, 817 Тарасовского месторождения окончена бурением 20.12,1989 d. Колонна

1800008 опрессована на 15,0 МПа и проперфорирооана в интервалах 2978 — 2982; 2987 — 2993 и

2996-3001 м, Таким образом. суммарная вскрытая толщина продуктивных пластов составила 15 м, При освоении был получен нефонтанный приток нефти с дебитом до 5 т/сут при депрессии до 10,0 МПа, Разведочная скважина 73 р, расположенная от скв. 617 на удалении около 1000 м, из тех же продуктивных пластов с аналогичными коллекторскими характеристиками работала на фонтанном режиме с дебитом 70 т/сут, Учитывая малую дебитность скв. 817, было принято решение осуществить на ней в июле 1990 г., испытание предлагаемого способа по следующей схеме:

1. Испытали герметичность колонны на нефти при давлении 15,0 МПа. Убедились, что колонна герметична, в пласт под давлением испытания жидкость не принимает.

Ввиду того, что скв, 817 была пробурена на кусту первой, на ней не было возможности

: использовать газ и воду соседних скважин: операции по закачке газа и жидкости-производили с помощью компрессора КД-109 и агрегата ЦА — 320, подключив их параллельно к затрубному пространству скважины.

2. Компрессором осуществили формирование первой газовой порции до давления 8,0 МПа. После этого, включили s работу агрегат ЦА-320. Осуществили 2 цикла последовательной прокатки через скважину газа и жидкости со сбросом в амбур. Визуально наблюдали вынос из скважины порций загрязненной воды и порции густого глинистого раствора.

3. В продуктивные пласты было закачано около 1200 нм газа и водогазогидратной смеси в объеме 0,6 м на 1 м вскрытой толщины пластов. Учитывая, что суммарная вскрытая толщина пластов составляет 15 м в них было закачано 18000 нм и 10,5 м водогазогидратной смеси.

4. Освоили скважину в амбар без штуцера s течение 2 часов. Скважина работала фонтаном. Следов глинистого раствора и иных мехпримесей к концу времени освоения не наблюдалось.

5. Установили штуцер О 6 мм и пустили скважину в эксплуатацию. Скважина устойчиво фонтанирует с дебитом 30 т/сут.

Учитывая, что скв. 817 не принимала жидкость при давлении опрессовки, проведение на ней известных методов обработки призабойных зон было невозможным. По данным промысловых служб за счет дополнительной добычи нефти, зкономическая эффективность от внедрения предлагаемого способа на скв, 817 составила около 100,0 тыс. рублей в год.

Скв. 142 Комсомольского. месторождения закончена бурением в январе 1990 г.

Пласт чисто нефтяной. Вскрытая толщина

4,5 м, Скв. 142 до мая работала периодическим фонтинированием с суммарной добычей за период январь — май 1257 м. Таким образом, средний дебит скважины составил за укаэанный период около 8,4 т/сут.

В конце июня 1990 г, на скв. 142 была проведена обработка призабойной зоны по предлагаемому способу. Скв. 142 разбурена на кусты N 9 одной из последних, испыта10 ние способа на ней проводили с использованием газа и воды соседних скважин.

Последовательность операций по испытанию предлагаемого способа на скв, 142 соответствовала последовательности опе15 раций на скв. 817

30 емого способа скв. 142 стала устойчиво фонтанировать с дебитом 22 т/сут.

Экономический эффект за счет дополнительной добычи нефти по скв. 142 составила около 50,0 тыс . рублей в год, По предлагаемому способу, кроме скв.

817 и 142, были проведены также обработки призабойных зоч на скв, 1600, 1160, 1380 и

631. На всех скважинах получены положительные результаты.

Таким образом, видим, что предлагаемый способ отличается высокой эффективностью за счет использования неантагонистических к пластам и пластовым жидкостям, коррозионноактивных и

45 экологически чистых компонентов, применение способа некритична к типу коллектора продуктивного пласта, коррозионно и экологически не опасно; внедрение способа не требует применения новых технических

50 средств и технологических приемов.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающей продавку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и снижения коррозионной и экологической опасности, осуществляют 2 — 5 циклов прокачки через скважиыу пачек газа, затем закачивают s пласт газ в объеме 1000-2000

На скв. 142 было проведено 6 циклов последовательной прокачки через ствол газа и жидкости. В продуктивный пласт было закачано 6700 нмз газа и 7,65 м водогаэо25 гидратной смеси. В пересчете на N 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта это составило около 150 нм газа и 1.,7 м водогазогидратной смеси.

После проведения испытаний предлага- °

1800008 Составитель P.Ìàìëååâ

Техред M.Ìîðãåíòàë

Корректор С.Шекмар

Редактор

Заказ 1143 Тйраж . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета rio изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 нм и водогазогидратную смесь в объеме

0,5-2 м на t м вскрытой толщины, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м воды 5-150 нм газа, и непосредственно за этим г1ускают скважину в работу.