Способ отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении газо- и нефтедобывающих скважин. Согласно заявленному способу осуществляют предварительный анализ данных по разработке скважин, диагностируют скважину и проводят в ней ремонтные работы. Колонну насосно-компрессорных труб в скважине опускают до ее искусственного забоя с заполнением скважины нефтепродуктом или газовым конденсатом с удельным весом 0,7-0,9 г/см³. Создают депрессию давлений менее 20 кг/см³. Осуществляют перфорацию зарядами от 2 до 5% толщины нижних не отработанных интервалов пласта на депрессии давлений в работающей на факел скважине и интенсифицируют приток газа из пласта. Осуществляют отработку скважины газовым потоком, выносящим жидкость, подброшенную ударной взрывной волной, генерируемой перфораторами первой перфорационной сборки в момент их срабатывания в интервалах пласта, перекрытых жидкостью. Приостанавливают эксплуатацию скважины после отработки ее до 2 часов в указанном режиме и измеряют в скважине давление и уровень жидкости с последующим запуском скважины в эксплуатацию. Дальнейшую перфорацию вышерасположенных интервалов пласта в газовой среде при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины без работы на факел, в случае отсутствия жидкости, и с работой на факел, в случае присутствия жидкости. Технический результат: повышение эффективности отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин и сокращение продолжительности работ по очистке скважин, повышение их продуктивности и сокращение срока ввода скважин в эксплуатацию.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении газо- и нефтедобывающих скважин.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов скважин, включающий перфорацию скважины при депрессии на пласт, спуск в скважину и размещение над интервалом перфорации колонны насосно-компрессорных труб с корпусом струйного насоса и пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером ниже корпуса струйного насоса, совместное освоение и исследование скважины в подпакерной зоне путем многократного циклического воздействия на пласт переменным давлением, создаваемым с использованием струйного насоса, причем перфорацию производят после герметизации межтрубного пространства при регулируемом с помощью струйного насоса давлении в подпакерной зоне, а воздействие на пласт переменным давлением производят последовательным созданием депрессии и репрессии на пласт, причем репрессию на пласт создают прокачкой жидкости в подпакерную зону через вставку струйного насоса при открытом обратном клапане (см. патент RU №1572084, Е21В 43/11, 20.11.1996).

Данный способ позволяет повысить эффективность освоения скважины за счет сокращения сроков и стоимости работ и повышения надежности их проведения в скважине с неустойчивыми пластичными пластами в разрезе при одновременном повышении дебита и качества освоения скважины. Однако недостатком данного способа является низкое качество вторичного вскрытия продуктивных пластов и большая длительность работ.

Известен способ перфорации и обработки призабойной зоны скважины, включающий перфорацию скважины корпусным кумулятивным перфоратором и имплозионное воздействие на призабойную зону скважины непосредственно в момент окончания перфорации скважины с отбором скважинной жидкости в имплозионную камеру напротив сформированных при перфорации отверстий. После имплозионного воздействия на пласт производят разрыв пласта давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта. Для этого запускают термогазогенератор. При горении топлива выделяется газ, который попадает в корпус перфоратора и направленными струями по предварительно сформированным перфорационным каналам воздействует на перфорационные каналы в пласте. После этого разрывают пласт энергией фазового взрыва. Для этого горячими направленными струями газа нагревают жидкость в перфорационных каналах в пласте и призабойной зоне скважины с образованием метастабильной жидкости. В момент окончания работы термогазогенератора создают кратковременную глубокую депрессию с помощью имплозионной воздушной камеры с управляемым клапаном. Перепадом давления воздействуют на метастабильную жидкость. В результате осуществляют взрывное кипение перегретой метастабильной жидкой фазы и освобожденной энергией воздействуют на каналы в пласте и трещины между ними, увеличивая и создавая новые направленные трещины, соединяющие перфорационные каналы в пласте в единую трещину. Оценивают эффект воздействия на пласт, разрыва пласта, характер работы устройства по данным непрерывной регистрации во времени параметров давления и температуры (см. патент RU 2178065, Е21В 43/117, 10.01.2002).

Данный способ позволяет уменьшить сроки освоения скважины. Однако качество вскрытия пласта не является удовлетворительным.

Известен способ вскрытия скважины при депрессии на пласт, заключающийся в том, что скважину заполняют жидкостью, спускают перфоратор в интервал вскрываемого пласта и герметизируют устье. Затем резким выхлопом воздуха в скважину на устье повышают давление в жидкости. В момент максимального сжатия столба жидкости через интервал времени, равный пробегу волны сжатия по жидкости в скважине от устья до забоя и обратно, производят понижение давления в жидкости резким сбросом избыточного давления воздуха на устье скважины. Инициирование перфоратора производят с задержкой относительного момента сброса избыточного давления воздуха на устье на величину, равную времени пробега волны разгрузки в скважине по жидкости от устья до интервала вскрываемого пласта. В последующем столб жидкости совершает 5-8 колебаний. Это обеспечивает вынос в скважину частиц металла и раскрошенных частей стенок канала, а также растрескивание спекшихся стенок канала (см. SU 1520917, Е21В 43/11, 27.11.1996).

Данный способ позволяет повысить эффективность вскрытия пласта на депрессии за счет создания глубокой депрессии в интервале вскрытия пласта без понижения уровня жидкости в скважине. К недостаткам способа относятся длительные сроки подготовки скважины к эксплуатации.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин, заключающийся в том, что спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до искусственного забоя, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, устанавливают воронку НКТ выше выбранного интервала перфорации, газом из соседней освоенной скважины или инертным газом при помощи компрессора высокого давления вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания равновесного давления или депрессии в интервале перфорации, перфорируют нижний интервал перфорации, вызывают приток газа, производят отработку скважины до полного выноса техногенных жидкостей из скважины газом и очистки призабойной зоны пласта, после чего перфорируют оставшуюся верхнюю часть продуктивного пласта при равновесии в газовой среде с последующей кратковременной отработкой скважины и проведением полного комплекса газодинамических исследований (см. патент RU №2235195, Е21В 43/11, 27.08.2004). Однако отсутствие оптимальных соотношений параметров обработки продуктивного пласта не позволяет достигнуть существенного сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию при вторичном вскрытии продуктивных пластов.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Техническим результатом изобретения является сокращение продолжительности работ по очистке скважин, повышение качества отработки пластов, повышение их продуктивности и сокращение срока ввода скважин в эксплуатацию.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин включает нижеследующие операции:

- предварительный анализ данных по разработке скважин,

- диагностику скважин для выявления отработанных интервалов пласта,

- проведение ремонтных работ в скважинах для изоляции отработанных интервалов пласта,

- спуск колонны насосно-компресорных труб в скважину до ее искусственного забоя,

- заполнение скважины нефтепродуктом или газовым конденсатом с удельным весом 0,7-0,9 г/см³,

- вытеснение посредством компрессора высокого давления, нефтепродукта или газового конденсата из ствола скважины до создания депрессии менее 20 кг/см³,

- перфорацию от 2 до 5% толщины нижних не отработанных интервалов пласта на депрессии в работающей на факел скважине,

- интенсифицирование притока из пласта,

- создание зарядами перфораторов в момент их срабатывания в интервалах пласта, перекрытых жидкостью, ударной взрывной волны, подбрасывающей жидкость,

- вынос жидкости потоком из скважины на факел,

- приостановку эксплуатации скважины после отработки ее до 2 часов в указанном режиме,

- измерение в скважине давления и уровня жидкости,

- дальнейшую перфорацию вышерасположенных интервалов пласта в газовой среде при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины без работы на факел, в случае отсутствия жидкости, и с работой на факел, в случае присутствия жидкости,

- последующий запуск скважины в эксплуатацию.

Предварительный анализ осуществляют по данным ГИС (геофизических исследований скважин) в процессе отработки пласта, которые производятся по скважинам, предназначенным для определения полноты отработки залежи. В процессе ремонта скважины осуществляют изоляцию отработанных интервалов пласта любыми известными в данной области методами.

После чего спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой в скважину до ее искусственного забоя. Переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат, получаемый на газовом промысле, с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см³. Устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта. Вытесняют, например, при помощи компрессора высокого давления жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см³.

Спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале в работающей на факел скважине. Вызывают приток газа из пласта за счет созданной ранее депрессии. Создают зарядами перфораторы в момент их срабатывания в интервалах пласта, перекрытых жидкостью, ударной взрывной волны, подбрасывающей жидкость.

Производят удаление жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом. После отработки скважины до двух часов в указанном режиме приостанавливают работу скважины и измеряют в скважине давление и уровень жидкости. После чего перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины и затем в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта путем сброса газа из скважины на факел, в случае присутствия жидкости, и без работы на факел, в случае отсутствия жидкости, с последующим запуском скважины в эксплуатацию.

В процессе освоения газовых скважин УКПГ-1С Заполярного газонефтеконденсатного месторождения (ГНКМ) проводилось вторичное вскрытие высокопродуктивных пластов скважин при депрессии и равновесии давлений на пласт в два этапа. Перфорация скважины начинается при заполнении скважины конденсатом с удельным весом 0,7-0,9 г/см³, что дает возможность обеспечить депрессию на продуктивный пласт менее 20 кг/см³ при перфорации нижнего не отработанного интервала вскрытия пласта, составляющего от 2 до 5% от толщины пласта. Использование газового конденсата или нефтепродукта, добытого на данном нефтепромысле, позволяет свести к минимуму транспортные издержки на доставку специально предназначенных для этого жидких сред, однако требует выбора таких параметров, при которых достигается качественная перфорация продуктивных пластов. Было установлено, что при использовании конденсата или другого нефтепродукта с удельным весом в пределах от 0,7 до 0,9 г/см³ удается достигнуть депрессию на продуктивный пласт менее 20 кгс/см³. В результате, при перфорации нижнего интервала продуктивного пласта, составляющего от 2 до 5% от толщины пласта, представляется возможность практически полностью удалить из прискважинной зоны пласта посторонние жидкости и конденсат из ствола скважины, которые там накопились в ходе работ в скважине, за счет выноса их на факел потоком, инициируемым созданной депрессией.

Перфорация вышележащих интервалов проводится в газовой среде с условием равновесия пластового давления и газа в стволе скважины. Принципиальные различия в результатах работы скважин проявились уже на стадии освоения и выразились в уменьшении времени выхода скважины на стабильный режим (плановый отжиг скважин при освоении снижен с 72 до 48 часов), что снижает потери газа при освоении.

При исследованиях установлено, что происходит ускоренное удаление жидкости с нижней части интервала перфорации, а депрессия на пласт снизилась до 0,02 МПа (проект 0,2 МПа) при дебите газа, равном 1 млн м³/сут. Все скважины менее чем за 48 часов осваиваются (проект 72 часа) и выходят на стабильный режим работы. Призабойная зона пласта в несколько раз быстрее очищается от жидкости первичного вскрытия пласта, а жидкость вторичного вскрытия туда не попадает. Для обеспечения работы скважины и газопромыслового оборудования в безгидратном режиме в начальный период эксплуатации скважины и ускоренной подачи потребителю газа из этой скважины после ее подсоединения к газосборному коллектору после проведения исследовательских работ по определению продуктивности скважины в последнюю закачивают на забой скважины от 3 м до 7 м метанола.

Организация отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в соответствии с описанным выше способом исключает попадание жидкости вторичного вскрытия в газоносные пропластки, при этом происходит ускоренный и более полный вынос фильтрата бурового раствора из скважины сразу при освоении скважины и ускоренная очистка призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации.

Способ отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, включающий предварительный анализ данных по разработке скважин, диагностику скважин для выявления отработанных интервалов пласта, проведение ремонтных работ в скважинах для изоляции отработанных интервалов пласта, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину до ее искусственного забоя, заполнение скважины нефтепродуктом или газовым конденсатом с удельным весом 0,7-0,9 г/см³, вытеснение посредством компрессора высокого давления нефтепродукта или газового конденсата из ствола скважины до создания депрессии менее 20 кг/см³, перфорацию от 2 до 5% толщины нижних не отработанных интервалов пласта на депрессии в работающей на факел скважине, интенсифицирование притока из пласта, создание зарядами перфораторов в момент их срабатывания в интервалах пласта, перекрытых жидкостью, ударной взрывной волны, подбрасывающей жидкость, вынос жидкости потоком из скважины на факел, приостановку эксплуатации скважины после отработки ее до 2 ч в указанном режиме, измерение в скважине давления и уровня жидкости, дальнейшую перфорацию вышерасположенных интервалов пласта в газовой среде при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины без работы на факел в случае отсутствия жидкости и с работой на факел в случае присутствия жидкости последующий запуск скважины в эксплуатацию.