Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применением при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины.

Известен способ ремонта нагнетательной скважины, включающий накопление в призабойной зоне жидкости и ее излив на поверхность (Патент РФ №2079637, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 1997.05.20).

Известный способ недостаточно эффективен вследствие неконтролируемости параметров накопления жидкости и излива.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий обработку скважин за 15-45 циклов, на каждом из которых производят 6-30 депрессионно-репрессионных импульсов дренирования, которые создают при формировании в скважине избыточного давления, превышающего пластовое, путем закачки флюида в затрубное пространство. Наземным прерывателем вначале резко открывают скважину и изливают жидкость по насосно-компрессорным трубам в наземную сборную емкость. При достижении наибольшей скорости излива резко закрывают скважину и создают затухающую стоячую волну, которая за 2-2,5 с достигает зумпфа скважины и возвращается к устью, делая при этом импульсные удары по призабойной зоне пласта. Колебания контролируют по устьевому манометру и прерывают в период начала возврата волны к устью скважины, усиливая депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны синфазным изливом жидкости и по насосно-компрессорным трубам в желобную емкость. Излив производят 2-4 с и затем вновь формируют стоячую волну и так повторяют до снижения избыточного давления в скважине. Флюид нагнетают с постоянной производительностью для контроля за временем достижения конкретного значения избыточного давления в скважине. Если время возрастает, то обработку продолжают, если не возрастает, то прекращают (Патент РФ №2159326, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 2000.11.20 - прототип).

Известный способ позволяет проконтролировать параметры закачки жидкости и излива, однако он недостаточно эффективен вследствие малого количества изливающейся из скважины жидкости и краткости излива.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом, включающем закачку жидкости в призабойную зону до повышения давления и излив жидкости из скважины, согласно изобретению предварительно выбирают скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации для проведения обработки из условия общего времени излива не более 5 час, перед обработкой эксплуатируют скважину не менее 10 сут. с закачкой жидкости через скважину, обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины, останавливают закачку жидкости через скважину, излив жидкости из скважины проводят до необходимого расчетного объема жидкости при максимальном расходе, закачку жидкости через скважину ведут при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления, после стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины, дальнейшее увеличение расхода проводят поэтапно при стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины до полного открытия регулирующей задвижки, проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе в объеме, равном расчетному, повторяют закачку и излив жидкости не менее 3 раз, последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива.

Сущность изобретения

При работе нагнетательной скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако их эффективность невелика. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.

При очистке призабойной зоны нагнетательной скважины изливом выбирают скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации для проведения обработки из условия общего времени излива не более 5 час.

При подборе скважин должно выполняться условие:

В формуле (1) t_изл - общее время излива жидкости из скважины (час);

k_пр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м³/сут·МПа·10;

Р_заб, р_пл - забойное и пластовое давление на нагнетательной скважине, МПа·10;

V - общий объем изливаемой жидкости из скважины, м³, определяемый по формуле:

В формуле (2) V₁, V₂ - расчетные объемы изливаемой жидкости, м³.

В формуле (3) D_нкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;

L_нкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, м;

D_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L_x - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, м;

Н_пл - перфорированная мощность пласта, м;

R - радиус охвата перфорированного пласта изливом, м;

m - пористость пласта, доли ед.

В результате гидродинамических исследований (по кривой падения давления) определяют фильтрационные параметры пласта и скважины (гидропроводность, проницаемость, пъезопроводность), величины дебитов (приемистость), устьевых, пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности (приемистости), приведенный радиус. Рассчитывают необходимый объем V₁ первого излива, состоящий из объемов: внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб от устья до башмака, объема эксплуатационной колонны от подошвы перфорированного пласта до башмака колонны насосно-компрессорных труб, объема перфорированного пласта.

Перед обработкой эксплуатируют скважину не менее 10 сут. с закачкой жидкости через скважину. При этом гарантируется насыщение призабойной зоны жидкостью. Обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины. Для этого демонтируют штуцирующие устройства и обратные клапаны, уменьшающие условный проход обвязки скважины. Прекращают эксплуатацию и останавливают закачку жидкости через скважину. Производят первый излив жидкости необходимого расчетного объема V₁ из скважины в водовоз при максимальном расходе. Расход регулируют открытием регулирующей задвижки. После излива производят закачку жидкости через скважину при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления. После стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления. После этого закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода поэтапно на каждом этапе до стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины до максимального значения расхода (до полного открытия регулирующей задвижки). После стабилизации давления закачки на последнем этапе проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе в объеме, равном расчетному V₂. Повторяют закачку и излив жидкости не менее 3 раз. Последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива V₁.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нагнетательной скважины изливом. Определяют пригодность нагнетательной скважины для проведения данной обработки. При подборе скважин должно выполняться условие:

В формуле (1) t_изл - общее время излива жидкости из скважины должно быть не более 5 час.

Характеристики скважины и призабойной зоны следующие:

k_пр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, равен 1,31 м³/сут·МПа·10;

Р_заб - забойное давление на нагнетательной скважине, равно 262·МПа·10;

Р_пл - пластовое давление на нагнетательной скважине, равно 207·МПа·10;

D_нкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, равен 0,062 м;

l_нкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, равна 1785 м;

d_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равен 0,128 м;

L_x - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, равен 21,4 м;

Н_пл - перфорированная мощность пласта, равна 2 м;

R - радиус охвата перфорированного пласта изливом, равен 0,5 м;

m - пористость пласта, равна 0,21 (доли ед.).

В формуле (2) V₁, V₂ - расчетные объемы изливаемой жидкости, м³.

V - общий объем изливаемой жидкости из скважины, м³, определяемый по формуле:

Общее время излива жидкости из скважины менее 5 час. Следовательно, скважина пригодна для обработки данным способом.

Начальная приемистость нагнетательной скважины составляла 63 м³/сут., текущая приемистость нагнетательной скважины составляет 13 м³/сут. Поставлена задача повысить приемистость нагнетательной скважины до начального уровня. Задачу решают следующим образом.

Перед обработкой эксплуатируют скважину в течение 10 сут. с закачкой через скважину жидкости - воды в качестве рабочего агента при разработке нефтяной залежи. Обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины. Для этого демонтируют штуцирующие устройства и обратные клапаны, уменьшающие условный проход обвязки скважины. Останавливают закачку жидкости через скважину. Проводят первый излив жидкости из скважины до необходимого расчетного объема жидкости V₁, равного 5,99 м³, при максимальном расходе, равном 72 м³/сут. Выполняют закачку воды через скважину при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины 25 м³/сут до стабилизации давления. После стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины 38 м³/сут. Дальнейшее увеличение расхода проводят в два этапа при стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины 13 м³/сут, до полного открытия регулирующей задвижки на втором этапе. Проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе 72 м³/сут в объеме, равном расчетному V₂=0,33 м³. Повторяют вышеописанную закачку и излив жидкости 3 раза. Последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива V₁=5,99 м³.

В результате обработки приемистость нагнетательной скважины была увеличена до 50 м³/сут., в то время как по известным способам удается достичь половинного эффекта от достигнутого.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом, включающий закачку жидкости в призабойную зону до повышения давления и излив жидкости из скважины, отличающийся тем, что предварительно выбирают скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации, для проведения обработки из условия общего времени излива не более 5 ч, перед обработкой эксплуатируют скважину не менее 10 сут. с закачкой жидкости в скважину, обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины, для чего демонтируют в ней штуцирующие устройства и обратные клапаны, останавливают закачку жидкости в скважину, осуществляют излив жидкости из нее, закачивают жидкость в скважину при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления, после чего закачку жидкости в скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины, дальнейшее увеличение расхода проводят поэтапно при стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины до полного открытия задвижки, проводят излив жидкости из скважины, повторяют закачку и излив жидкости не менее 3 раз, причем последний излив жидкости из скважины выполняют в объеме первого излива.