Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины

Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.

Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, который включает герметизацию заколонного пространства добывающей скважины, вскрытие продуктивного пласта, гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. При обводнении продукции добывающей скважины до предельно рентабельной величины геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока в продуктивный пласт. После чего производят закачку блокирующего состава в интервал водопритока продуктивного пласта. Затем производят герметизацию заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта. Далее производят вскрытие продуктивного пласта за исключением интервалов заизолированного водопритока сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв./пог.м. В интервалах перфорации сверху вниз производят поинтервальный гидравлический разрыв продуктивного пласта с образованием трещин и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях проппант фракций от 30/60 меш до 10/14 меш, после чего пускают добывающую скважину в эксплуатацию (Патент РФ №2485296, опубл. 20.06.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности способа и его упрощение. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. Нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК. После этого разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 метра ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по аналитическому выражению. Герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м³/мин. После этого оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента. В качестве этого агента применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту. Объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта исходя из объема 0,2 м³ кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 часа. Затем извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию (Патент РФ №2460875, опубл. 10.09.2012 - прототип).

Недостатком известных способов являются то, что из закрепленной в ходе гидроразрыва проппантом трещины при значительном снижении забойного давления происходит вынос проппанта со смыканием трещины, как следствие, в ходе эксплуатации со значительной депрессией даже при сохранении пластового давления происходит снижение продуктивности скважины, уменьшается продолжительность эффекта от гидроразрыва пласта. Ограничение величины депрессии не приводит к предотвращению выноса проппанта, снижается дебит скважины, не достигается потенциально возможный отбор нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающем проведение гидроразрыва пласта и последующий отбор жидкости, согласно изобретению, после проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают мост из проппанта крупной фракции, в состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр, при эксплуатации скважины башмак компоновки размещают непосредственно над мостом из проппанта, а уровень жидкости при эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса.

Сущность изобретения

Одним из наиболее эффективных способов интенсификации отбора из скважины является гидроразрыв пласта с последующим закреплением полученных трещин проппантом.

Однако значительное снижение забойного давления для максимальной добычи в ходе эксплуатации может привести к потере продуктивности скважины и снижению потенциальной добычи. В предложенном изобретении решаются задачи повышения добычи нефти. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации нефтедобывающей скважины, при уменьшении дебита нефти проводят гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают мост из проппанта крупной фракции высотой преимущественно 5-10 м. Проппант для создания моста подбирают той же фракции, либо крупнее, чем проппант недопродавки, но не менее 12/18 меш. Длину моста из проппанта, следовательно, объем проппанта для создания моста подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине при создании снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины.

Извлечение компоновки для гидроразрыва из скважины осуществляется без промывки забоя от проппанта. Для эксплуатации скважины внедряется компоновка глубинно-насосного оборудования, дополнительно включающая противопесочный фильтр. Башмак компоновки размещается на 1-3 м выше песчаного моста для возможности обеспечения максимальной депрессии. Эксплуатация ведется при уровне жидкости на приеме насоса с обеспечением максимальной депрессии на пласт.

Поскольку мост из проппанта крупной фракции в сочетании с объемом проппанта недопродавки создает противодавление на проппант в трещине разрыва и препятствует выходу проппанта даже при больших депрессиях на пласт, то такое решение позволяет максимально снизить глубину размещения глубинного насоса и создать максимальную депрессию на пласт с установлением уровня жидкости на глубине насоса. За счет этого удается повысить дебит скважины и продлить срок эффекта увеличения дебита от гидроразрыва пласта. Крупная фракция проппанта способствует снижению гидравлических сопротивлений течению жидкости, в наибольшей степени способствует уплотнению проппанта недопродавки и не поддается уносу даже при интенсивном отборе жидкости из пласта.

Данное решение обеспечивает эксплуатацию скважины при максимальной депрессии без рисков выноса проппанта и потери продуктивности в этой связи.

Пример конкретного применения

На нефтяной залежи с большим сроком эксплуатации и разгазированной нефтью эксплуатируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую карбонатный продуктивный пласт на глубинах 1067-1079 м. Начальный дебит скважины составлял 6 м³/сут. За три года эксплуатации скважины дебит снизился до 3 м³/сут. Для увеличения дебита в скважине проводят гидроразрыв пласта. В трещину разрыва закачивают проппант трех фракций: 20/40 меш - 15%, 16/20 меш - 70%, 12/18 меш - 15%. Фракция проппанта 16/20 меш является основной в отношении ко всему объему проппанта, более крупная (12/18 меш и крупнее) и соответственно более проводимая, на конечной стадии занимает меньший объем, в итоге получается созданная трещина с длиной одного крыла 100 м с высокой проводимостью в околоскважинной части. Объем недопродавки проппанта составляет 0,3 м³, при этом концентрация проппанта в жидкости-носителе объема недопродавки максимальна.

После завершения процесса гидроразрыва и снижения давления в скважине по колонне насосно-компрессорных труб, использовавшейся при гидроразрыве, в скважину загружают 0,6 м³ проппанта фракции 18/12 и проводят технологическую выдержку в течение 5 часов для оседания проппанта. В результате над интервалом перфорации создается мост из проппанта высотой 5 м. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб; использовавшуюся при проведении гидроразрыва пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб со штанговым насосом и песчаным фильтром на конце. Песчаный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта на расстоянии 2 м. Запускают скважину в эксплуатацию и устанавливают уровень жидкости в скважине на глубине насоса. В результате дебит скважины повысился до 12 м³/сут. В результате эксплуатации скважины в течение года заметного снижения дебита вследствие снижения продуктивности отмечено не было.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит нефтедобывающей скважины.

Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающий проведение гидроразрыва пласта и последующий отбор жидкости, характеризующийся тем, что после проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост длиной, подобранной исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине гидроразрыва при снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины, в состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр, при эксплуатации скважины противопесочный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта, а уровень жидкости при эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса.