Способ предотвращения образования конусов газа

 

Сущность изобретения. В скважине перфорируют газоносную и нефтеносную части пласта, разобщают межтрубное пространство на уровне газонефтяного контакта, сообщают газовую шапку пласта с полостью насосно-компрессорных труб путем установки на НКТ выше пакера регулирующего устройства, которое автоматически обеспечивает отбор газа из газонасыщенной части пласта в случае превышения перепада давления между газо- и нефтенасыщенными частями пласта давления прорыва газа в скважину через нефтенасыщенную часть пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных или отдельных ее участков, имеющих газовые шапки. Одним из основных факторов, осложняющих разработку нефтегазовых и газонефтяных залежей, являются прорывы газа к забоям добывающих скважин, приводящие к блокированию нефти и преждевременному их отключению. Это связано с тем, что в процессе эксплуатации в призабойной зоне скважины между газо- и нефтенасыщенными частями пласта создается перепад давления. В результате поверхность ГНК искривляется, образуя газовый конус в нефтяной части пласта. Из-за образования конуса нефтенасыщенная толщина пласта в прискважинной зоне уменьшается, обуславливая снижение дебита нефти и прогрессирующее поступление газа вплоть до полного загазовывания скважины. Чем больше создается разница между давлениями в газовой и нефтяной частях в прискважинной зоне, тем интенсивнее происходит конусообразование и снижение дебита скважины по нефти. Отмеченное явление в большей мере присуще пластам монолитного строения с низкой анизотропией. Наличие прослоев непроницаемых пород между ГНК и интервалом перфорации нефтяной части в известной степени препятствует прорывам газа. Однако опыт разработки подгазовых зон свидетельствует, что наличие таких прослоев не исключает осложняющее влияние прорывов газа. В результате преждевременного выхода скважин из работы осложняется процесс разработки залежи и ухудшаются технико-экономические показатели. Таким образом, одним из направлений повышения эффективности разработки нефтяных залежей с газовыми шапками является предотвращение образования газовых конусов и прорыва газа к забоям добывающих скважин. Известен способ, в котором с целью предотвращения поступления газа из газовой шапки создают газонепроницаемый экран в области газо-нефтяного контакта путем закачки полиакриламида. Однако этот способ имеет ряд недостатков. Так, создаваемые экраны имеют ограниченные размеры и поэтому ненадежны для предотвращения прорыва столь подвижного агента, как газ. Кроме того, способ может быть применим в строго ограниченных условиях, только на тех объектах, геолого-физические параметры которых удовлетворяют условиям, при которых возможны закачка полиакриламида (ПАА) и сохранение их растворов в залежах в течение длительного времени. Согласно отечественной и зарубежной (США) нефтепромысловой практике закачка растворов ПАА возможна в объекты с проницаемостью более 0,1 мкм², с глинистостью менее 5-10% с температурой менее 90^oC, с водонасыщенностью менее 30% с ограниченным содержанием в пластовых водах кальция и магния. Объект считается непригодным для закачки полиакриламида, если он хотя бы по одному параметру не соответствует приведенным условиям. Известен способ, включающий перфорацию пласта выше и ниже газонефтяного контакта, разобщение межтрубного пространства пакером на уровне газонефтяного контакта, раздельный отбор нефти и газа на забое скважины и последующее смешение потоков пластовых флюидов в насоснокомпрессорных трубах. Однако известный способ не может применяться для предотвращения образования газовых конусов, так как для предотвращения конусов воды необходимо с начала эксплуатации скважины отбирать и нефть и воду. На это ориентированы и технические решения по регулированию потоков. При предотвращении образования газовых конусов отбора двух видов флюидов при нормальном течении процесса не требуется. Он имеет место лишь тогда, когда рабочая депрессия в скважине превышает давление прорыва газа. Соответственно решены и технические вопросы по регулированию потоков. В силу этих особенностей известным способом просто невозможно обеспечить своевременный и регулируемый выпуск газа из газовой шапки. Кроме того, для выпуска газа по известному способу необходимо иметь стационарные гидроподъемники на каждой скважине (для сообщения газовой шапки с полостью насосно-компрессорных труб). Такие гидроподъемники на промыслах в массовом количестве не имеются. Использование же заменяющего их оборудования, например передвижных подъемников с вышкой, крайне осложнят технологию процесса. Цель изобретения увеличение нефтеотдачи и текущей добычи нефти путем обеспечения работы скважины на режимах, предотвращающих образование газовых конусов и прорывы газа. Это достигается тем, что в способе предотвращения конусов газа, включающем перфорацию пласта выше и ниже газонефтяного контакта, разобщение межтрубного пространства пакером на уровне газонефтяного контакта, раздельный отбор нефти и газа на забое скважины и последующее смещение потоков пластовых флюидов в насосно-компрессорных трубах в добывающих скважинах газоносную часть пласта выше пакера сообщают с полостью насосно-компрессорных труб с помощью регулирующего устройства, определяют перепад давления, при котором происходит прорыв газа в нефтяную часть пласта, устанавливают режимы эксплуатации скважины и регулирующего устройства, исключающие конусообразование и прорыв газа, а при превышении перепада давления между газовой и нефтяной частями пласта в процессе эксплуатации скважины установленного режима и прорыва газа осуществляют раздельный отбор нефти через насосно-компрессорные трубы и газа через регулирующее устройство из соответственно газовой и нефтяной частей одновременно. Существенными отличительными признаками предлагаемого способа являются обеспечение эксплуатации скважин на режимах, исключающих прорыв газа в скважину через нефтенасыщенную часть пласта, а при превышении перепада давления между газо- и нефтенасыщенной частями пласта в процессе эксплуатации скважины перепада, при котором происходит прорыв газа, осуществляется регулируемый раздельный отбор нефти и газа из соответственно нефтяной и газовой частей пласта одновременно. Эксплуатация скважины на режиме, исключающем прорыв газа в нефтяную часть пласта, не блокируя нефть в прискважинной зоне пласта газовым конусом, обеспечивает устойчивую ее работу, увеличение суммарного отбора нефти каждой скважиной. Регулируемый отбор газа из газовой части способствует выравниванию перепада давлений между нефтяной и газовой частями пласта и тем самым устранению условий для прорыва газа. Реализация совокупности этих решений обуславливает более полное извлечение нефти из залежи и лучшие технико-экономические показатели процесса разработки. Способ поясняется чертежом. На чертеже показан разрез нефтегазовой залежи. На чертеже введены следующие обозначения: кровля пласта 1, подошва 2, газонефтяной контакт 3, газоносная 4 и нефтеносная 5 части пласта, скважина 6, пакер 7, насосно-компрессорные трубы 8, устройство, сообщающее полость насосно-компрессорных труб с газоносной частью 9 пласта, образцовый манометр 10 для замера пластового давления в газоносной части. Пример. В добывающей скважине 6 перфорируют газоносную 4 и нефтеносную 5 части пласта. Спускают подземное оборудование: колонну насосно-компрессорных труб 8 и пакер 7, который устанавливают на уровне газонефтяного контакта. На насосно-компрессорных трубах выше пакера монтируют одно или несколько регулирующих устройств 9, сообщающих газоносную часть пласта с полостью НКТ и обеспечивающих поступление газа в НКТ только в случае превышения перепада давления между давлением в газоносной части пласта P_г и давлением в нефтеносной его части P_н величины перепада, при котором происходит прорыв газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал ΔP_пр т.е. тогда, когда P_г-P_н>ΔP_пр. Для этих целей могут быть использованы различные устройства. Например, газлифтный клапан типа КУ-25, устанавливаемый на НКТ. Такой клапан можно спускать с помощью канатной техники. Клапан регулируют на определенную величину, меньшую чем ΔP_пр.. Например на 0,7ΔP_пр Так, если ΔP_пр=2,0 кг/см², то клапан тарируют на 1,4 кг/см². В добывающей скважине устанавливают технологический режим с депрессией, равной давлению, на которое отрегулирован клапан, т.е. ΔP=P_г-P_н=1,4 кгс/см². Величина ΔP_пр может быть определена различными методами, расчетными или путем специальных обследований скважин. Последнее предпочтительнее, так как дает более объективные результаты. Для изучения условий эксплуатации скважин в подгазовых зонах, в том числе и для установления перепадов, при которых происходят прорывы газа, целесообразно проведения опытной эксплуатации скважин. В процессе эксплуатации скважин контролируют значение дебитов и давления в газонасыщенной и нефтенасыщенной частях пласта. При превышении величины перепада давления, на которое настроен клапан, газ начинает поступать в скважину через регулирующее устройство 9. В этом случае осуществляют регулируемый раздельный отбор нефти и газа. Реализация предлагаемого способа позволяет обеспечить увеличение суммарного отбора нефти каждой скважиной в 1,5-2,0 раза, и тем самым существенно повысить полноту извлечения запасов нефти, что дает дополнительную прибыль Одним из перспективных районов внедрения предлагаемого способа является Западная Сибирь, где открыто большое количество залежей, имеющих газовые шапки.

Формула изобретения

Способ предотвращения образования конусов газа, включающий перфорацию пласта выше и ниже газонефтяного контакта, разобщение межтрубного пространства пакером на уровне газонефтяного контакта, раздельный отбор нефти и газа на забое скважины и последующее смешение потоков пластовых флюидов в насосно-компрессорных трубах, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и текущей добычи нефти за счет обеспечения работы скважины на режимах, предотвращающих образование газовых конусов и прорывы газа, в добывающих скважинах газоносную часть пласта выше пакера сообщают с полостью насосно-компрессорных труб с помощью регулирующего устройства, определяют перепад давления, при котором происходит прорыв газа в нефтяную часть пласта, устанавливают режимы эксплуатации скважины и регулирующего устройства, исключающие конусообразование и прорыв газа, а при превышении перепада давления между газовой и нефтяной частями пласта в процессе эксплуатации скважины и прорыва газа осуществляют раздельный отбор нефти через насосно-компрессорные трубы и газа через регулирующее устройство из соответственно нефтяной и газовой частей одновременно.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 27.06.2002

Номер и год публикации бюллетеня: 19-2003

Извещение опубликовано: 10.07.2003        

---