Способ обработки нефтяных скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает упрощение технологии обработки и повышение эффективности нефтедобычи в неоднородных пластах. Сущность изобретения: на продуктивный пласт воздействуют колебаниями от излучателя в интервале перфорации скважины. Скважину оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) и герметично перекрывают затрубное пространство с перфорацией. Через НКТ закачивают в скважину через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость. Здесь создают зону повышенного гидростатического давления, вызывают колебания в жидкости с воздействием ими на пласт. Излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой НКТ. Колебания проводят в частотном диапазоне 20 - 1000 Гц с амплитудой 0,2-10,0 мм в течение от 1,5 ч до 2 суток. После этого производят промывку скважины от продуктов реагирования закаченной жидкости с материалами пласта путем вымывания продуктов реагирования через затрубное пространство, 8 з.п.ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта.

Известен способ обработки нефтяной залежи /1/, основанный на применении вибросейсмического воздействия на продуктивный пласт, причем виброупругие колебания в пласте создают с помощью скважинных источников вибраций, размещаемых в существующих и дополнительно пробуренных многозабойных скважинах и перемещаемых по стволу скважин.

Известный способ позволяет ускорить переформирование полностью обводнившейся нефтяной залежи и увеличить ее конечную нефтеотдачу, однако его использование дорогостояще и технологически сложно, поскольку связано с необходимостью бурения, причем в определенном порядке, дополнительных скважин и соответственно установки дополнительных виброисточников, которые в процессе работы необходимо перемещать по толщине пласта.

Наиболее близким аналогом-прототипом является способ обработки нефтяных скважин /2/, включающий остановку скважины путем закачки в нее солевого раствора через систему насосно-компрессорных труб, определение границ (по вертикали) обводненного участка, установку в скважине на его (этого участка) уровне на кабеле-тросе акустического излучателя и осуществление колебательного воздействия в течение 0,5-1,5 часа при циклическом перемещении излучателя по зоне интервала перфорации в границах этого участка.

Мощность излучения при этом выбирают от 0,05 до 2,5 кВт в диапазоне частот 22-24 кГц.

Данный способ обеспечивает снижение содержания воды при постоянстве дебита жидкости, существенно повышая дебит нефти, однако при низкой проницаемости пласта он мало эффективен.

Сущность изобретения состоит в том, что в способе обработки нефтяных скважин, включающем колебательное воздействие от излучателя на продуктивный пласт в интервале перфорации скважины, оборудованной системой насосно-компрессорных труб, герметично перекрывают затрубное пространство содержащей перфорацию части скважины, после чего закачивают через систему насосно-компрессорных труб в эту часть скважины и оттуда через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость, создавая здесь зону повышенного гидростатического давления, и возбуждают в этой жидкости колебания, которые воздействуют на пласт, причем излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой насосно-компрессорных труб, а колебательное воздействие проводят в течение от 1,5 часов до 2 суток, после чего производят промывку скважины от продуктов реагирования составляющих пласт материалов на воздействие закаченной жидкости путем их вымывания через затрубное пространство скважины.

При этом колебательное воздействие осуществляют или при закачивании жидкости, или после закачивания жидкости, или при закачивании жидкости и после этого, причем в качестве этой жидкости используют, например, содержащий водный раствор смеси плавиковой (HF) и соляной (HCl) кислот при их соотношении, об. %: плавиковая кислота - 1,0-10; соляная кислота - 10-20; вода - остальное.

Кроме того, герметизацию части скважины проводят выше интервала перфорации, причем границу герметично перекрываемой части скважины выбирают на расстоянии 5-30 м выше верхней границы интервала перфорации.

При этом величину давления закачиваемой жидкости выбирают из условия P = (0,25-0,50)P₀, где P - величина давления закачиваемой жидкости, а P₀ - величина давления опрессовки эксплуатационных труб скважины.

Объем жидкости, закачиваемой в герметизированную часть скважины, выбирают из условия V = V₁ + V₂, где V - объем закачиваемой жидкости; V₁ - объем жидкости, поглощенной пластом; V₂ - объем герметизированной части скважины.

Кроме того, нижний край системы насосно-компрессионных труб устанавливают ниже нижней границы (на 0,5 м и более) интервала перфорации скважины.

При этом перед промывкой скважины осуществляют разгерметизацию затрубного пространства скважины, а промывку проводят путем закачивания в трубное пространство промывочной жидкости, например (2-32)% раствора NaCl в воде.

Применение такого способа упрощает (как технический результат) технологию обработки нефтяных скважин и за счет увеличения дебита скважины путем обеспечения возможности закачивания жидкости во все зоны пласта, независимо от их проницаемости, повышает эффективность нефтедобычи в неоднородных пластах с пропластками, например, из глин.

Для вымыва нефти из пластов и поддержания пластового давления обычно в пласты закачивают воду в объеме, соответствующем объему добычи.

Обычно пласты характеризуются наличием зон с разной степенью проницаемости, причем при низкой проницаемости пласта, например за счет наличия в нем пропласток из глин, возможность закачивания в него воды весьма проблематична.

Для увеличения нефтеотдачи в таких случаях применяют закачку в пласты кислот и щелочей, растворяющих пропластки, однако для решения вопроса этого бывает недостаточно.

Повысить возможность закачки можно путем увеличения гидростатического давления закачиваемой жидкости, однако здесь имеют место ограничения, связанные с тем, что это давление не должно превышать давление опрессовки эксплуатационных труб, являющихся частью конструктивного выполнения скважины.

Реально создаваемое давление закачиваемой жидкости в настоящее время составляет 150-180 атмосфер, однако, зачастую, этого давления бывает недостаточно для обеспечения поступления жидкости в пласт.

Выходом из создавшегося положения является создание в объеме закаченной жидкости колебательного гидроакустического режима, активизирующего взаимодействие жидкости с пластом.

Дело в том, что одним из факторов, определяющих интенсивность воздействий при заданных амплитудах колебательной скорости является величина удельного акустического сопротивления среды (v), которое характеризует способность среды отбирать энергию от источника колебаний: чем больше v, тем большую гидроакустическую мощность развивает при одной и той же амплитуде скорости источник колебаний.

Выражение, определяющее величину v, можно /3, с. 71/ записать в виде где ρ - плотность среды, а K - коэффициент сжимаемости.

Для жидкой среды /3, с. 63/ имеем После преобразований и интегрирования получаем где P - величина давления жидкости.

Подставляя полученное значение в выражение (1), получаем где Отсюда видно, что интенсивность колебательного воздействия закачиваемой жидкости на пласт прямо зависит от величины давления в этой жидкости.

Таким образом, сочетание повышенного давления закачиваемой жидкости с ее колебаниями повышает интенсивность и, соответственно, эффективность воздействия на пласт.

На чертеже представлена схема скважины, оборудованной устройствами для реализации предложенного способа обработки нефтяных скважин.

Здесь показана скважина 1, содержащая колонну 2 эксплуатационных труб, являющихся стенками скважины и имеющих помещенные на глубине расположения продуктивного пласта 3 отверстия 4 (перфорации), занимающие по высоте определенный интервал 5 перфораций.

Внутрь скважины 1 помещена система 6 насосно-компрессорных труб, предназначенная для закачки жидкости (на схеме не показана), подаваемой с помощью гидроагрегата 7 (например, компрессора марки ЦА-320), соединенного с гидроаккумулятором (на чертеже не показан).

Устье скважины оборудовано устройством 8 герметизации устья (например, марки УГУ-2), выполняющего функцию фонтанной арматуры.

На устройстве 8 герметизации устья закреплена верхняя часть системы 6 насосно-компрессорных труб и установлен обратный клапан (на чертеже не показан), через который система 6 насосно-компрессорных труб подключена к выходной трубе 9 гидроагрегата 7.

На верхней части системы 6 насосно-компрессорных труб установлен также переходник 10, выполненный (на чертеже не показано) в виде металлической пластины, закрепленной на фланце, с резьбой для соединения с верхним концом верхней трубы (на чертеже не обозначена) системы 6 насосно-компрессорных труб.

На переходнике 10 закреплен вибрационный излучатель 11, например индукционный (электромагнитный) вибратор или вибратор центробежного типа (см., например /5, с. 76/), предназначенный для создания колебательного воздействия на систему насосно-компрессорных труб и далее через закаченную в герметизированную часть 12 скважины 1 жидкость на пласт 3.

Нижний конец 13 нижней трубы (на чертеже не обозначена) установлен ниже (от 0,5 до 2,0 м) нижней границы интервала 5 перфорации.

Выше интервала 5 перфорации (на 5-30 м) между трубами системы 6 насосно-компрессорных труб и колонны 2 эксплуатационных труб скважины 1 установлен пакер 14, предназначенный для герметизации затрубного пространства (пространства между внутренней частью трубы колонны 2 эксплуатационных труб и трубами системы 6 насосно-компрессорных труб) и выполненный в виде набора манжет (см., например /4, с. 137/).

Обработку нефтяных скважин в соответствии с предложенным способом осуществляют следующим образом.

В герметизированную с помощью пакера 14 часть оборудованной вышеописанными устройствами скважину 1 от гидроагрегата 7 через систему 6 насосно-компрессорных труб закачивают водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот (в вышеуказанном соотношении составляющих) под давлением порядка 100 атмосфер.

Закачиваемая жидкость через отверстия (перфорации) 4 поступает в пласт 3, взаимодействуя с глинистыми частицами пропласток.

В процессе поступления закачиваемой жидкости из-за сопротивления среды возникает необходимость повышения давления.

Однако, как уже указывалось ранее, по условиям эксплуатации скважин максимальное давление не должно превышать допустимого, величина которого выбрана равной 50% от величины давления опрессовки эксплуатационных труб.

Если при давлении 150-180 атмосфер жидкость в пласт не поступает, включают излучатель, который вызывает колебания (вибрации), распространяющиеся по трубам системы 6 насосно-компрессорных труб в герметизированную часть 12 скважины 1 и создающие гидроакустические колебания закаченной жидкости, которые передаются в пласт 3.

Частотный диапазон вибраций от излучателя составляет 20-1000 Гц, амплитуда - 0,2-10 мм.

Частотный диапазон возникающих гидроакустических колебаний остается тем же, а интенсивность колебаний зависит от устанавливаемого гидростатического давления жидкости.

Так, при увеличении давления до 180 атмосфер интенсивность гидроакустических колебаний жидкости повышается на 20-25 дБ.

Соответственно возрастают эффективность поступления закаченной жидкости в пласт и степень ее воздействия на составляющие пласт структуры.

Колебательное воздействие осуществляют в течение от 1,5 часов до 2 суток, причем это воздействие производят или во время закачивания жидкости, или посла закачивания жидкости, или во время закачивания и после него в зависимости от характеристик проницаемости пласта.

После выполнения этой процедуры производят промывку скважины 1 от продуктов взаимодействия составляющих пропластки пласта частиц с закаченной жидкостью.

Для этого из скважины 1 извлекают пакер 14, а через систему 6 насосно-компрессорных труб в скважину закачивают солевой раствор, который затем через затрубное пространство вместе с вышеуказанными продуктами взаимодействия вымывается из скважины.

Предложенный способ обработки нефтяных скважин был опробован на Ермаковском и Самотлорском месторождениях на нескольких скважинах.

Эффективность данного способа обработки нефтяных скважин подтверждена актами по результатам выполненных работ.

Список использованных источников
1. Патент РФ N 2105135, приоритет от 06.10.95 г. МПК: E 21 B 43/00.

2. Патент РФ N 2055979, приоритет от 21.01.93 г. МПК: E 21 B 43/00.

3. В.В.Фурдуев. "Электроакустика", ОГИЗ, М.-Л., 1948.

4. Справочная книга по добыче нефти, ред. Ш.К. Гиматудинов, М., Недра, 1976.

5. Политехнический словарь. - "Советская энциклопедия", М., 1976.

Формула изобретения

1. Способ обработки нефтяных скважин, включающий колебательное воздействие от излучателя на продуктивный пласт в интервале перфорации скважины, оборудованной системой насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что герметично перекрывают затрубное пространство содержащей перфорацию части скважины, после чего через систему насосно-компрессорных труб закачивают в эту часть скважины и оттуда через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость, создавая здесь зону повышенного гидростатического давления, и вызывают в этой жидкости колебания, которые воздействуют на пласт, причем излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой насосно-компрессорных труб, а колебательное воздействие проводят в частотном диапазоне 20 - 1000 Гц с амплитудой 0,2 - 10,0 мм в течение от 1,5 ч до 2 суток, после чего производят промывку скважины от продуктов реагирования составляющих пласт материалов на воздействие закаченной жидкости путем их вымывания через затрубное пространство скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что колебательное воздействие на продуктивный пласт осуществляют или при закачивании жидкости, или после закачивания жидкости, или при закачивании жидкости в пласт и после того.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве растворяющей частицы пласта жидкости используют водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот, причем компоненты состава выбирают в соотношении, об.%:
Плавиковая кислота - 1,0 - 10
Соляная кислота - 10 - 20
Вода - Остальное
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что герметизацию части скважины производят выше интервала перфорации.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что границу герметично перекрываемой части скважины выбирают на расстоянии 5-30 м выше верхней границы интервала перфорации.

6. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что величину давления закачиваемой жидкости выбирают из условия
Р = (0,25 - 0,50)Р_о,
где Р - величина давления закачиваемой жидкости;
Р_о - величина давления опрессовки эксплуатационных труб скважины.

7. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что объем жидкости, закачиваемой в герметизированную часть скважины, выбирают из условия
V = V₁ + V₂,
где V - объем закачиваемой жидкости;
V₁ - объем жидкости, поглощенной пластом;
V₂ - объем герметизированной части скважины.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний край системы насосно-компрессорных труб устанавливают ниже нижней границы интервала перфорации скважины.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед промывкой скважины осуществляют разгерметизацию затрубного пространства скважины, а промывку проводят путем закачивания в трубное пространство промывочной жидкости, например, 2 - 32% раствора NaCl в воде.

РИСУНКИ

Рисунок 1