Способ глушения скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин с применением газожидкостных смесей. Технический результат заключается в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет оттеснения газового и нефтяного фронта вглубь призабойной зоны пласта, а также плавного самоосвоения и выхода скважины на режим после ремонта. Сущность изобретения: способ включает закачку в ствол скважины газожидкостной смеси, приготовленной с применением технической воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества и азота, продавку газожидкостной смеси из ствола скважины полностью в призабойную зону пласта жидкостью, компенсирующей пластовое давление. При этом степень дисперсности газожидкостной смеси и время ее выдержки в призабойной зоне пласта принимают из условия образования между пластовым флюидом и стволом скважины структурированной вязкоупругой буферной зоны, временно непроницаемой для нефти и газа. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин.

Прототипом заявляемого является способ глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений сложным пенообразующим составом (ПОС) по патенту RU 2266394 (опубл.20.12.2005), который закачивают в ствол скважины посредством жидкостно-газового эжектора.

Пенообразующий состав для глушения скважин состоит из смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), одним из компонентов которой является водный раствор лигносульфонатного реагента 25%-ной концентрации, углеводородной жидкости, торфа и водного раствора хлорида кальция 20%-ной концентрации, причем в качестве другого компонента смеси ПАВ он содержит биополимер Acinetobacter Sp. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный раствор лигносульфонатного реагента	16-18
Биополимер Acinetobacter Sp.	5-12
Углеводородная жидкость	13-15
Торф	3-6
Указанный раствор хлорида кальция	Остальное

Согласно описанию RU2266394, «при продавливании в пласт заявляемого ПОС его блокирующие свойства реализуются благодаря образованию в порах и каналах пласта сетчатой структуры из волокон и отдельных частиц торфа, ячейки которой заполнены пеной и каплями углеводородной жидкости, распределенными в этой пене. Частицы торфа, обладающие достаточной прочностью и эластичностью, удерживаются на неровной поверхности породы за счет волокнистых образований и способности цепляться за шероховатости и выступы породы по мере продвижения в пласт. Образующийся при этом сетчатый каркас имеет свойство «обратного клапана»: выдерживает высокие перепады давления на пласт, т.е. в направлении закачки пенообразующего состава (до 43 МПа, см. акт испытаний), но легко деблокируется из пласта при незначительных депрессиях - около 0,1 МПа, что способствует сохранению естественной проницаемости пласта».

Ствол скважины по прототипу, таким образом, остается заполнен газожидкостной смесью (ГЖС) на основе ПОСа, так как агентом продавки ПОС в пласт является сам аэрированный ПОС. Возможно, именно это обстоятельство способствует легкой деблокировке пласта при глушении скважины составом по прототипу. Однако настолько легкая деблокировка - при незначительных депрессиях - около 0,1 МПа - является и недостатком прототипа, так как при сохраненной естественной проницаемости пласта это может привести к незапланированному нефтегазопроявлению во время ремонта скважины, до освоения, например, при поднятии штанг.

Процесс приготовления многокомпонентного ПОСа сложный и длительный, требует применения, кроме собственно диспергатора, большого количества различного оборудования; из-за многокомпонентности и нестабильности состава нельзя исключать возможность загрязнения ствола скважины и призабойной зоны пласта (ПЗП) компонентами состава; соответственно, способ глушения по прототипу недостаточно технологичен.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет исключения незапланированного нефтегазопроявления во время ремонта скважины при обеспечении плавного самоосвоения и выхода скважины на режим после ремонта. Исключается загрязнение ствола скважины и ПЗП; наоборот, продавка оторочки ГЖС в ПЗП, согласно заявляемому способу, дополнительно способствует отмыву порового пространства ПЗП от загрязнений. Оборудование для создания ГЖС доступно.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ глушения скважин, включающий закачку газожидкостной смеси, приготовленной с применением поверхностно-активного вещества (ПАВ), через ствол скважины в пласт, отличается тем, что газожидкостную смесь, приготовленную из технической воды и азота, продавливают из ствола скважины в призабойную зону пласта жидкостью, компенсирующей пластовое давление. Используют газожидкостную смесь с размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.

Признак, касающийся приготовления для глушения скважины газожидкостной смеси исключительно из технической воды и азота без других добавок, кроме поверхностно-активного вещества, не только является новым относительно прототипа, но и обеспечивает новый технический результат относительно известного уровня техники. Докажем это анализом способа разработки истощенной газовой залежи /RU 2285787, 20.10.2006/. Данный способ включает закачку в скважину и продавку в продуктивный пласт гетерогенной газожидкостной смеси, приготовленной на основе 0,05-1,0%-ного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), например, ДС-РАС, в воде с пузырьками газа, сжимаемыми до размеров, меньших размеров поровых каналов водоносной зоны, с кратностью аэрации 4-8 и в объеме не менее 5,5 м порового пространства этого пласта по радиусу от ствола скважины, выдержку скважины до выравнивания пластового и забойного давлений и последующее извлечение продукции из газовой скважины. Согласно RU 2285787, 20.10.2006, установлен факт резкого (скачкообразного) увеличения давления страгивания (сдвига) газожидкостной смеси после выдержки добывающей скважины до выравнивания в ней пластового и забойного давлений. Именно это давление определяет длительную (стабильную) кольматацию призабойной зоны добывающей скважины при различных режимах ее работы, что обеспечивает длительный безводный режим эксплуатации добывающей скважины.

Однако данный способ обеспечения безводного режима эксплуатации добывающей газовой скважины, предполагающий, что «газожидкостная гетерогенная смесь, приготовленная на гидрофильной жидкости - воде - может поступать только в водоносную зону» /абзац описания RU 2285787, предыдущий относительно «Способ осуществляют следующим образом»/, направлен, соответственно, на кольматацию указанной газожидкостной смесью с пузырьками газа, сжимаемыми до размеров, меньших размеров поровых каналов водоносной зоны, - именно водоносной зоны.

Таким образом, отличительные признаки заявляемой совокупности признаков «газожидкостную смесь, приготовленную из технической воды, азота и ПАВ, продавливают из ствола скважины в призабойную зону пласта», несмотря на известность из (RU 2285787, 20.10.2006), в заявляемой совокупности признаков дают новый технический результат, а именно: ГЖС, легкая и подвижная, т.е. способная фильтроваться в ПЗП, например, с размером пузырька, меньше эффективного диаметра порового канала, после выдержки в течение некоторого времени образует в ПЗП между пластовым флюидом и стволом скважины структурированную вязкоупругую буферную зону, временно непроницаемую для нефти и газа. Именно новый технический результат, связанный с созданием газожидкостной смесью в ПЗП непроницаемой зоны для нефти и газа (а не для воды, как в RU 2285787) и обеспечивает решение задачи глушения скважины (а не безводный режим эксплуатации добывающей скважины, как в RU 2285787). Заявляемый способ поэтому соответствует критерию «изобретательский уровень».

Авторам также известно, что при глушении скважин используют жидкость, компенсирующую пластовое давление (ЖКПД) /например, Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, с.370/. Однако в предлагаемом способе ЖКПД, кроме собственно компенсации пластового давления, служит средством продавки и удаления легкой ГЖС из ствола скважины, средством доставки оторочки легкой ГЖС в ПЗП и гарантированного оттеснения оторочки легкой ГЖС от ствола скважины, для того, чтобы ГЖС после выдержки в течение некоторого времени образовала в ПЗП между пластовым флюидом и стволом скважины структурированную вязкоупругую буферную зону, временно непроницаемую для нефти и газа.

Таким образом, именно заявляемая совокупность признаков необходима и достаточна для реализации нового технического результата, связанного с созданием газожидкостной смесью в ПЗП непроницаемой зоны для нефти и газа и обеспечения решения задачи эффективного глушения скважины для проведения ремонтных работ.

Структурирование ГЖС в ПЗП, по мнению авторов, происходит за счет укрупнения пузырьков указанного размера в поровом канале. Длительность деструктурирования ГЖС в ПЗП (с частичным растворением пузырьков газа) и, соответственно, продолжительность эффекта глушения, обусловлена разобщенностью пузырьков в поровом канале и насыщенностью жидкой фазы растворенным в ней газом. Стабилизация ГЖС поверхностно-активным веществом (ПАВ), соответственно, приведет к увеличению времени структурирования ГЖС, увеличению времени последующего деструктурирования ГЖС и продолжительности эффекта глушения.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1) закачка в ствол скважины ГЖС, приготовленной из технической воды, азота и поверхностно-активного вещества

2) полное продавливание ГЖС из ствола скважины в ПЗП жидкостью, компенсирующей пластовое давление

3) выдержка скважины, заполненной жидкостью, компенсирующей пластовое давление, в течение времени структурирования ГЖС в ПЗП.

Выбор размера пузырька ГЖС (степени дисперсности ГЖС) и выбор времени выдержки скважины производится предпочтительно по результатам исследований на керновом материале для конкретных категорий скважин. На практике достаточна выдержка скважины не более 12 часов для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП.

Жидкостью, компенсирующей пластовое давление, может быть любая жидкость, подходящая по удельному весу, вплоть до пресной воды.

Устройства для генерирования ГЖС (диспергаторы), в том числе с размером пузырька, меньше эффективного диаметра перового канала, известны, например, по патентам №2227063 (опубл. 20.04.2004), №64938 (опубл. 27.07.2007) и др.

ПРИМЕР 1. Газовая скважина.

Интервал перфорации: 1825-1885 м, перфорированная толщина 60 м.

Пластовое давление: 3,1 МПа.

Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 12%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 20…100 мкм.

Дебит скважины до глушения: 40 тыс.м³/сут.

Глушение;

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 5-15 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ ОП-10 в концентрации 1% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 3 л/с и азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, что составило 30 м³.

Давление закачки составило 3,5 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 6 м³. Подача ЖКПД: 3 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 3,5 МПа в начале и 1 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП. Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 450 м, т.е давление, создаваемое столбом жидкости на отметке 1885 м, составило 14,35 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

14,35 МПа - 3,1 МПа=11,25 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования.

Продолжительность эффекта глушения составила 11 суток.

В течение 11 суток происходит старение/разрушение структурированной ГЖС в ПЗП, что приводит к плавному самоосвоению и выходу скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 43 тыс.м³/сут.

ПРИМЕР 2. Газоконденсатная скважина.

Интервал перфорации: 1890-1915 м, перфорированная толщина 25 м.

Пластовое давление: 7,6 МПа.

Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 18%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 15…60 мкм.

Дебит скважины до глушения: конденсата - 14 т/сут, газа - 10 тыс.м³/сут.

Глушение:

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 5-10 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ Неонол 2В концентрации 1% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 2,5…3 л/с и азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. 12,5 м³.

Давление закачки составило 8,5 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 2,5 м³.

Подача ЖКПД: 3 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 9 МПа в начале и 4 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП.

Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 250 м., т.е давление, создаваемое

столбом жидкости на отметке 1915 м, составило 16,65 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

16,65 МПа - 7,6 МПа=9,05 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования.

Окончания эффекта глушения дожидаться не стали, скважину освоили азотной установкой.

Дебит скважины после освоения: конденсата - 15 т/сут, газа - 10 тыс.м³/сут.

ПРИМЕР 3. Нефтяная скважина.

Интервал перфорации: 1560-1575 м, перфорированная толщина 15 м.

Пластовое давление: 10,3 МПа.

Газовый фактор: 300 м³/м³.

Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 15%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 35…100 мкм. Дебит скважины до глушения: 11 т/сут.

Глушение:

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 10-20 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ ОП-10 в концентрации 2% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 2…2,5 л/с и азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. 7,5 м³.

Давление закачки составило 12,2 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 1,5 м³.

Подача ЖКПД: 3 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 12,5 МПа в начале и 8,3 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП. Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 20 м, т.е давление, создаваемое столбом жидкости на отметке 1575 м, составило 15,55 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

15,55 МПа - 10,3 МПа=5,25 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования.

Скважину пустили в работу газлифтом.

Дебит скважины после выхода на режим составил 15 т/сут.

ПРИМЕР 4. Газовая скважина.

Интервал перфорации: 1805 - 1900 м, перфорированная толщина 95 м.

Пластовое давление: 13,8 МПа.

Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 13%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 20…150 мкм.

Дебит скважины до глушения: 130 тыс.м³/сут.

Глушение:

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 5-10 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ Нефтенол ВВД в концентрации 2% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 3…4 л/си азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. около 45 м³.

Давление закачки составило 6,5 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 10 м³.

Подача ЖКПД: 4 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 6,5 МПа в начале и 1,2 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП.

Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 50 м, т.е давление, создаваемое столбом жидкости на отметке 1900 м, составило 18,5 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

18,5 МПа - 13,8 МПа=4,7 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования.

Продолжительность эффекта глушения составила 9 суток.

В течение 9 суток происходит старение/разрушение структурированной ГЖС в ПЗП, что приводит к плавному самоосвоению и выходу скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 100 тыс.м³/сут.

ПРИМЕР 5. Газовая скважина.

Интервал перфорации: 1810-1890 м, перфорированная толщина 80 м.

Пластовое давление: 4,2 МПа.

Продуктивный пласт: терригенный, эффективная пористость 20%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 20…30 мкм.

Дебит скважины до глушения: 80 тыс.м³/сут.

Глушение:

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 5-10 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ ИВВ-1 в концентрации 2% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 3…4 л/с и азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. 40 м³.

Давление закачки составило 14,5 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 8 м³.

Подача ЖКПД: 4 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 14,5 МПа в начале и 12 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП. Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 100 м, т.е давление, создаваемое столбом жидкости на отметке 1890 м, составило 17,9 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

17,9 МПа - 4,2 МПа=13,7 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования.

Эффект глушения составил 15 суток.

В течение 15 суток происходит разрушение структурированной ГЖС в ПЗП, что приводит к плавному самоосвоению и выходу скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 60 тыс.м³/сут.

ПРИМЕР 6. Нефтяная скважина.

Интервал перфорации: 1875 - 1895 м, перфорированная толщина 20 м.

Пластовое давление: 17,8 МПа.

Газовый фактор: 400 м³/м³.

Продуктивный пласт: терригенный, эффективная пористость 22%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 20…50 мкм.

Дебит скважины до глушения: 60 т/сут.

Глушение:

1) Закачка в ствол скважины ГЖС с размером пузырька 10-15 мкм (вода техническая с водорастворимым ПАВ Нефтенол МЛ в концентрации 2% мас. и азот смешивались при давлении, соответствующем давлению закачки на устье, в диспергаторе; при подаче в диспергатор указанной воды 2 л/с и азота 90…110 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в ГЖС оперативно контролировался в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем ГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,5 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. 10 м³.

Давление закачки составило 11 МПа.

2) Закачка в ствол скважины ЖКПД (той же воды технической), из расчета объем скважины плюс 0,1 м³ на 1 м.п. интервала перфорации, т.е. объем скважины плюс 2 м³. Подача ЖКПД: 2…2.5 л/с.

Давление закачки ЖКПД составило 11 МПа в начале и 7,5 МПа в конце закачки.

3) Выдержка скважины 12 ч для структурирования вязкоупругой оторочки ГЖС в ПЗП.

Отбит уровень жидкости в скважине эхолотом, уровень: 5 м, т.е давление, создаваемое столбом жидкости на отметке 1895 м, составило 18,9 МПа.

Сопротивление оторочки ГЖС в ПЗП:

18,9 МПа - 17,8 МПа=1,1 МПа.

На скважине провели замену устьевой арматуры и лифтового оборудования. Скважину пустили в работу без освоения. Через 22 сут скважина вышла на фонтан.

Дебит скважины после выхода на режим составил 54 т/сут.

Таким образом, примеры реализации способа подтверждают плавное самоосвоение и выход скважины на режим после глушения. Исключается загрязнение ствола скважины и ПЗП; наоборот, продавка оторочки ГЖС в ПЗП, согласно заявляемому способу, дополнительно способствует отмыву порового пространства ПЗП от загрязнений. Для приготовления ГЖС не требуется большого количества оборудования.

1. Способ глушения скважины, включающий закачку в ствол скважины газожидкостной смеси, приготовленной с применением технической воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества и азота, продавку газожидкостной смеси из ствола скважины полностью в призабойную зону пласта жидкостью, компенсирующей пластовое давление, при этом степень дисперсности газожидкостной смеси и время ее выдержки в призабойной зоне пласта принимают из условия образования между пластовым флюидом и стволом скважины структурированной вязкоупругой буферной зоны, временно непроницаемой для нефти и газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют газожидкостную смесь со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.