Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием

Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам освоения и очистки призабойной зоны эксплуатационных скважин нефтяных месторождений.

Известен способ очистки призабойных зон скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб, путем спуска в скважину герметичной колонны насосно-компрессорных труб, заполненной воздухом при атмосферном давлении, с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при открытии прерывателя, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости (см. "Метод КИИ", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с.46-47).

Известен также способ очистки призабойных зон скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной и пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем спуска в обсадную колонну скважины колонны насосно-компрессорных труб с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, спуска в колонну насосно-компрессорных труб плунжера с клапаном на канате и создание разрежения в насосно-компрессорных трубах при подъеме плунжера наземным тяговым устройством внутри полости прерывателя, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности в момент открытия плунжером отверстий в прерывателе, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера (см. "Метод многократной депрессии", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с.108-109).

Недостатками вышеуказанных способов являются их малая эффективность из-за значительных затрат на спуск-подъем скважинного оборудования, невозможность контроля и регулирования процесса освоения или очистки призабойной зоны скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению, относящемуся к способу освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, является способ по патенту RU №2159326 (опубликованный 20.11.2000 г.).

Этот способ заключается в формировании депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливании давления при передвижении флюида из призабойной зоны пласта к дневной поверхности, создании периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторении этапов стравливания и формировании импульсов давления, проведении контроля на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида.

Однако из-за создания высокого предельного давления (до 16 МПа) происходит закачивание флюида в пласт около 1-2 минут на глубину 1,5-1,9 км в области призабойной зоны, которую впоследствии предполагается очистить. Последующие высокочастотные затухающие колебания с периодом 5 сек сопровождаются срывом адсорбционных отложений. А поскольку репрессионная полуволна колебаний больше, чем депрессионная, то загрязнения и флюид заносятся в пласт. Эффект усиления депрессионной полуволны за счет открытия прерывателя с синфазным выносом жидкости становится заметным лишь при малых скоростях, где трение невелико. При больших давлениях скорость в скважине при синфазном открытии прерывателя значительна, что повышает и трение, которое и забирает почти всю кинетическую энергию, а давление остается практически без изменения. Таким образом использование предельных давлений (до 16 МПа) для создания высокочастотных импульсов давления (с периодом порядка 5 сек) в призабойной зоне приводит, во-первых - к повышению доли воды в пласте (если закачку производят водой) и как следствие - к повышенному сопротивлению при последующем извлечении водно-нефтяной эмульсии из пласта, а также к вытеснению нефти и адсорбционных образований, основу которых составляют асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО), в другие области пласта; во-вторых, к изменению структуры коллектора и закупориванию пор и как следствие к понижению естественного притока нефти к призабойной зоне и прекращению эксплуатации скважины; в третьих - использование высокого давления связано с использованием громоздкой устьевой арматуры (наличие двух клапанов, двух прерывателей, двух задвижек), большие нагрузки на которую ведут к быстрому снижения срока ее службы, и в четвертых, - поскольку депрессионный перепад в действующей установке происходит вследствие существенного повышения давления в пласте при нагнетании, то согласно основным законам нестационарной фильтрации и ввиду изменения свойств коллектора при сильном воздействии, депрессия оказывается нестабильной и может вообще не иметь места по причине вытеснения большей части нефти в пласте.

В том же патенте описано устройство для освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, наиболее близкое к предлагаемому. Это известное устройство содержит скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта, устьевую арматуру, содержащую насосно-компрессорные трубы, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после, наземную сборную емкость с отверстием для связи с атмосферным давлением и к которой подсоединена внескважинная часть выкидной линии, а насосно-компрессорные трубы дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы.

Это устройство по причинам, изложенным выше при описании известного способа, связанного с использованием высокого давления, требует громоздкой устьевой арматуры, которая очень быстро изнашивается и приводит к частой остановке работ на скважине для проведения капитального ремонта.

Предлагаемое изобретение направлено на достижение технического результата, заключающегося в повышении эффективности и стабильности работы скважины при сохранении структуры коллектора.

Для получения указанного технического результата в предлагаемом способе освоения и очистке призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающем формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны пласта к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и формирования импульсов давления, проведение контроля на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб и формирование периодических импульсов создают путем закачки в трубное пространство скважины при нагнетании заданного давления в ресивере в течение времени T₁, а стравливание до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение времени Т₂ через ресивер и полость затрубного пространства, при этом давление контролируют по устьевому датчику давления и датчику давления призабойной зоны.

При этом стабилизируется дебит скважины с сохранением структуры коллектора, а работа скважины происходит при небольшом избыточном давлении порядка 1,5-2 МПа.

Для достижения названного технического результата предлагаемое устройство в отличие от известного снабжено ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой затрубного пространства, которая смонтирована на устьевой арматуре и соединена выкидной линией с нижней частью ресивера, насосом, который установлен между внескважинной частью выкидной линии насосно-компресорных труб и верхней частью сборной емкости, клапаном управления с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан управления установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, а нижний конец хвостика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, и на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны.

Описанное устройство рассчитано на давление, которое значительно меньше давления (в 6-8 раз), используемого в прототипе, что приводит к более продолжительному ресурсу и стабильности работы, особенно на устье. Кроме того, устьевая арматура менее громоздка, более проста в управлении (нет задвижек, нет прерывателя, всего один клапан и управление автоматизировано).

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, на которых изображены

на фиг.1 - схема устройства для осуществления предложенного способа освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием;

на фиг.2, 3 - диаграммы периодического изменения давления и объемного расхода жидкости в призабойной зоне пласта от времени;

на фиг.4 - диаграмма изменения интегральной величины массового эжекционного потока в зависимости от времени нагнетания Т₁ и сброса Т₂;

на фиг.5 - диаграмма изменения средних (за период) в зависимости от времени нагнетания Т₁ и сброса Т₂;

на фиг.6. - диаграмма изменения давления в призабойной зоне скважины в зависимости от времени.

Устройство содержит скважину 1 с обсадной колонной 2 и интервалом перфорации 3 в ней на уровне призабойной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5, ресивер 6 с датчиком давления 7, считывающее электронное устройство 8, последовательно соединенное с датчиком давления 7, считывающее электронное устройство 8, последовательно соединенное с датчиком давления 7, таймером 9, выкидную линию, состоящую из хвостика 10, колонны насосно-компресорных труб 11, труб 12, 13 и 14, причем хвостик 10 собран из насосно-компрессорных труб с меньшим внутренним диаметром, чем трубы 11, приемную трубу 15 затрубного пространства, которая смонтирована на одной стороне устьевой арматуры 5 и соединена трубой 12 с нижней частью ресивера 6, клапан управления 16 с приводом 17 от считывающего устройства 8 и от таймера 9, причем клапан управления 16 установлен между трубами 13, насос 18, установленный между трубами 14, наземную сборную емкость 19 с отверстием 20 для связи с атмосферой, при этом скважинную часть откидной линии собирают по мере спуска в обсадную колону 2 хвостовика 10, труб 11 с таким подбором труб 11, чтобы хвостик 10 по окончании спуска скважинной части выкидной линии находился ниже интервала перфорации 3, при этом на хвостике 10 смонтирован датчик давления 21 призабойной зоны, а передний конец трубы 13 присоединяют к другой стороне устройства арматуры 5, а задний конец трубы 13 присоединяют к нижней части сборной емкости 19, а передний конец трубы 14 присоединяют к внескважинной части насосно-компрессорных труб 11, а задний конец трубы 14 - к верхней части сборной емкости 19.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Посредством насоса 18 жидкость (флюид) из сборной емкости 19 закачивают через насосно-компрессорные трубы 11 и хвостовик 10 в затрубное пространство, после чего флюид поднимается вверх к устьевой арматуре 5. В период закачки флюида формируют давление в воздушной подушке ресивера 6. При достижении в ресивере 6 заданного давления (1,5-2 МПа) через считывающее электронное устройство 8 подается сигнал на привод 17, открывается клапан управления 16, через который происходит сброс флюида (жидкости) из ресивера 6 и затрубного пространства через устьевую арматуру 5 в сборную емкость 19. При достижении в ресивере нижней величины заданного давления (порядка 0,15-0,2 МПа) поступает сигнал на считывающее электронное устройство 8, далее на привод 17 и клапан управления 16 закрывается. Сигнал на "закрытие" и "открытие" клапана управления 16 может быть осуществлен через таймер 9, где задается время нагнетания T₁ (порядка 60-100 сек) и время сброса Т₂ (порядка 120-250 сек), далее циклы периодических пульсаций повторяются, т.е. в период нагнетания клапан управления 16 закрыт, в период сброса - открыт.

Эти низкочастотные колебания с периодами нагнетания T₁, равными 60-100 секунд, сброса Т₂, равным 120-250 секунд, возникают при нагнетании небольших давлений порядка 1,5-2 МПа и последующем сбросе на устье, при этом жидкость выкачивается из пласта и чистит призабойную зону, не разрушая коллектор, в течение длительного времени (несколько суток).

Динамика движения жидкости в скважине представлена на фиг.2-5 для следующих исходных данных: глубина скважины Н_с=1500 м, размер ресивера R_р=0,3 м, Н_р=1 м, параметры насоса P_opt=20 атм, Q_opt=0,3 м³/мин; проницаемость пласта К=1 мкм², вязкость и плотность технической воды μ=1,5·10^-3 Па·с, ρ=1060 кг/м³. Периодическое нагнетание и стравливание жидкости на устье приводит к периодическому изменению расходов и давлений в призабойной зоне и кольцевом затрубном пространстве.

На фиг.2 показано периодическое изменение давления в призабойной зоне. Как видно из фиг.2, изменение давления при пульсации носит периодический характер. При этом время нагнетания, заданное таймером 8 - T₁=100 сек, а время сброса, заданное таймером 8 - Т₂=200 сек. Кроме фиг.2 показывает, что в ходе пульсационного и периодического движения жидкости в скважине в момент сброса происходит резкое изменение давления в области прилегающей к призабойной зоне со стороны кольцевого затрубного пространства. Это обусловлено тем, что сброс происходит на устье, где практически нет сопротивления для выхода жидкости из ресивера 6 и ее последующего перетока в сборную емкость 19. Это приводит к процессу "вскипания" в затрубном пространстве в особенности в призабойной зоне скважины вблизи интервала перфорации 3. Образовавшиеся пузырьки интенсивно барботируют в непосредственной близости от загрязненной поверхности обсадной трубы и происходит ее очистка от асфальтеносмолопарафиновых отложений.

На фиг.3 показано периодическое изменение объемного потока Q жидкости в области призабойной зоны на границе скважина - пласт в зависимости от времени. На диаграмме фиг.3 задаваемое таймером 8 время нагнетания T₁=60 сек, а задаваемое таймером 8 время сброса Т₂=150 сек. Положительное значение Q соответствует направлению потока Q из пласта в скважину, а отрицательное значение Q соответствует направлению потока Q из скважины в пласт. Из фиг.3 хорошо виден эжекционный эффект (депрессия) в виде протяженной области объемного расхода Q положительного знака.

На фиг.4 показана зависимость интегральной величины (за период) массового эжекционного потока J в зависимости от времени нагнетания Т₁ и времени сброса Т₂, задаваемые таймером. Как видно из диаграммы, величина J слабо зависит от времени сброса Т₂ и может значительно изменяться в зависимости от времени нагнетания T₁. Отсюда возникают два режима работы предлагаемого устройства для освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием: режим положительной эжекции и притока нефти к забою (депрессии) при времени нагнетания, равном T₁=20-30 сек, и режим очистки и стимуляции призабойной зоны пласта при времени нагнетания, равном Т₁=45-50 сек, когда жидкость, используемая при дренировании, попеременно проникает в пласт и выходит из него при балансе, близком к нулевому. Для последнего режима возможно добавление моющих ПАВ и диэмульгаторов для очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта. Оба режима экономичны, эффективны, не несут разрушений, мягко воздействуют на коллектор пласта долговременно и стабильно. На фиг.5 приведены средние за период энергозатраты в зависимости от времени нагнетания Т₁ и времени сброса Т₂. Из фиг.5 видно, что энергозатраты для режима положительной эжекции практически постоянные и составляют величину порядка 10,5 кВт. Для второго режима Т₁=45-50 сек - очистки и стимуляции призабойной зоны пласта энергозатраты незначительно снижаются до 10 кВт. При повышенных давлениях порядка 16 МПа, требуемых при создании высокочастотных колебаний, энергопотребление существенно выше. Из зависимости, показанной на фиг.5, также видно, что от времени Т₂ энергозатраты зависят слабо.

Способ и устройство прошли успешные испытания на добывающих и нагнетательных скважинах в НГДУ "Заинскнефть" и "Татойлгаз" и показали устойчивую и эффективную работу в течение месяца непрерывной работы. Результаты испытаний показали высокую управляемость, надежность и экономичность, что подтвердило преимущества пульсационного дренирования нефтяных скважин.

Регистрирующий самописец (см. фиг.6) отобразил кривую изменения давления в реальном масштабе времени в призабойной зоне скважины. Обработка скважины проходила в режиме, когда процесс формирования импульсов давления в призабойной зоне периодически возобновлялся через время, равное 8 часов, и прекращался через время, равное 6 часов. При этом общее время обработки составило 3,5 суток. На фиг.6 виден рост давления после завершения обработки скважины. Это результат увеличения дебита, что может быть связано с термодинамическими и гидрологическими изменениями в пласте, возникающими вследствие пульсационного дренирования. Из диаграммы на фиг.6 также виден эжекционный эффект в увеличенном масштабе.

Из практики работы нагнетающей аппаратуры известно, что при непрерывном и турбулентном режимах происходит разрушение стенки призабойной зоны. В пульсационном режиме вследствие меньших механических нагрузок, приводящих к "мягкому" воздействию на стенки пласта, этот негативный факт не наблюдается. Это свидетельствует о сохранении структуры коллектора пласта у границы призабойной зоны и приводит к принципиально иному режиму движения нефти в призабойной зоне пласта, что увеличивает ее приток за счет увеличения рабочего объема пласта.

Таким образом, предлагаемый способ и устройство работают эффективно, стабильно, экономично с гибкой системой автоматического управления, с сохранением структуры коллектора, способствуя увеличению дебита скважины.

1. Способ освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, отличающийся тем, что депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб и периодические импульсы давления создают путем закачки флюида в трубное пространство скважины при создании заданного давления в ресивере в течение времени T₁, a стравливание до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение времени Т₂ через ресивер и полость затрубного пространства, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны.

2. Устройство для освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, содержащее скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, наземную сборную емкость с отверстием для связи с атмосферным давлением, к которой подсоединена внескважинная часть выкидной линии, при этом насосно-компрессорные трубы дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, отличающееся тем, что устройство снабжено ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой затрубного пространства, которая смонтирована на устьевой арматуре и соединена выкидной линией с нижней частью ресивера, насосом, который установлен между внескважинной частью насосно-компрессорных труб и верхней частью сборной емкости, клапаном управления с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан управления установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны.