способ отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Отработка скважины на нефть


Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Отработка - скважина

Cтраница 3

Продолжительность отработки скважин до выхода на исходный дебит по нефти сравнительно небольшая и составляет от 1 до 2 месяцев.  [31]

Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геолого-промысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд.  [32]

Следовательно, происходит постепенное накопление жидкости на забое и при более длительной отработке скважины в промысловый коллектор происходит ее самозадавливание. Это говорит о том, что полученная на данном режиме скорость восходящего потока газа в зоне интервала перфорации не обеспечивает полного выноса жидкости.  [33]

Для решения поставленной задачи в настоящее время разработаны рекомендации по освоению и интенсификации притока скважин на нижнемеловые отложения Заполярного газокон-денсатного месторождения. В рекомендациях обоснованы и рассчитаны величины депрессии при вызове притока и отработке скважины. Разработана технология освоения скважин, включающая вторичное вскрытие объекта в среде газожидкостной смеси на депрессии.  [34]

Освоение продуктивных объектов и их задавливание проводится по обычной схеме с использованием циркуляционных клапанов, управляемых канатной техникой с поверхности. Вначале осуществляется освоение и вызов притока пластового флюида из нижнего объекта, затем отработка скважины на факел, сопровождаемая очисткой призабойной зоны нижнего объекта. Верхний объект при этом не осваивается. Для удаления последнего в скважину спускают толкатель верхнего циркуляционного клапана, открывающий его отверстия. Жидкость начинает поступать в колонну НКТ и подхватывается потоком пластового флюида из нижнего объекта. После удаления столба жидкости из затрубного пространства отверстия циркуляционного клапана закрывают. После отработки нижнего объекта в скважине устанавливают глухую пробку. Затем открывают верхний или нижний циркуляционный клапан. Отработка верхнего объекта осуществляется по колонне НКТ, после чего закрывают отверстия циркуляционного клапана и извлекают глухую пробку. Далее, осуществляют повторную кратковременную отработку нижнего объекта и устанавливают клапан-отсекатель. При глушении объектов также используют циркуляционные клапаны и глухую пробку.  [35]

В первую очередь вскрывается нижняя часть ( до 10 м) интервала пласта на депрессии, и пласт начинает работать. Для удаления техногенной жидкости и конденсата из ствола производятся отбор конденсата в емкость и кратковременная отработка скважины ( 1 - 3 ч) на факел для удаления техногенной жидкости из колонны.  [36]

На значительную продолжительность очистки призабойных зон газовых и газоконденсатных скважин указывают проведенные А.И. Березняко-вым с соавторами промысловые и лабораторные исследования на Ямбург-ском ГКМ. Особенно интересен сделанный ими вывод о том, что широко используемый в газодобывающей практике способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативных сроках отработки не соответствует оптимальным условиям очистки прискважинных зон пластов. Наиболее эффективен, с их точки зрения, многоцикличный способ отработки скважин, при котором в ходе отработки скважина несколько раз переводится на различные режимы с большим и меньшим дебитом. Смена режимов и скоростей фильтрации у забоя скважины позволяет в этом случае добиться лучшего выноса продукта кольматации.  [37]

Опыт освоения скважин АГКМ показал, что эффективным методом сокращения продолжительности отработки скважины является декольматация ПЗП, которая достигается за счет применения СКО. Таким образом, применение СКО, как составной части процесса освоения, позволяет существенно сократить время отработки скважины.  [38]

В то же время более наглядным примером зависимости продуктивности скважин от состояния коллектора в призабойной зоне скважин являются результаты отработки скважин после бурения и ремонтных работ. В литературе широко описаны случаи улучшения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин за счет постепенной отработки их призабойных зон.  [39]

Следует отметить некоторые недостатки гидродинамического бурения при. Однако благодаря тому, что размыв пласта осуществляется сразу после завершения бурения и время нахождения скважины в неустойчивом состоянии сводится до минимума, успешная отработка скважины окажется возможной.  [40]

Оксиды азота NOX - опасные для экосистем соединения антропогенного происхождения. Их источником, в частности, являются тепловые электростанции и компрессорные станции, работающие на природном газе, а также использование газа на технологические нужды в процессе его подготовки к транспорту и при отработке скважин.  [41]

При втором варианте гидродобычного снаряда в качестве обсадных труб используются наружные трубы снаряда. При этом закрепление низа обсадных труб путем цементирования или использования пакерных устройств является обязательным. После завершения отработки скважины и выемки рудного пласта необходимо предусмотреть извлечение эксплуатационной обсадной колонны с целью ее повторного использования.  [43]

Оценка времени работы скважины на каждом режиме особенно важна в условиях разведки. В этих условиях, как правило, добытая нефть теряется. Кроме того, большие периоды отработки скважины на разных режимах задерживают освоение скважины. Чрезмерное же сокращение этого времени может привести к снижению точности определяемых параметров, например коэффициента продуктивности и связанных с ним параметров гидропроводности.  [44]

После перфорации в скважину закачано 50 м3 раствора 14 % - ной соляной кислоты. Раствор продавлен в пласт метанолом в объеме НКТ ( 18 4 м3), скважина закрыта и передана в обустройство. Через 220 сут произведена в течение 2 ч пробная отработка скважины. В период отработки в течение 14 мин после открытия скважины шел метанол, затем - чистый газ. Кратковременная остановка через 22 мин после открытия скважины и последующее восстановление давления в течение 18 мин до уровня 38 5 МПа свидетельствуют о достаточно хорошей гидродинамической связи с пластом.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ разработки нефтяного месторождения | Банк патентов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения. Обеспечивает возможность полной и равномерной по площади месторождения выработки запасов нефти, а также увеличения коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает рядное бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию. На втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин, ближайшие к первым рядам добывающих скважин. На последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин. При этом под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну. На втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание оставшиеся скважины нагнетательных рядов. Все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов - ГРП. На последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины, образующие поперечные ряды после их отработки на нефть. Добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения.

Известен многостадийный рядный (трех, или более) способ разработки нефтяного месторождения (Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975, стр.382-384, рис.327), включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин на стадии падающей добычи нефти, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Недостатком данного способа является то, что первоначальная сетка скважин редкая и не обеспечивает проектной величины коэффициента извлечения нефти (КИН) в силу невовлечения в разработку объектов с зональной и послойной неоднородностью, для выработки запасов которых используют уплотнение первоначальной сетки скважин.

Также известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2084618, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 20.07.1997 г., бюл. №20), включающий размещение нагнетательных и добывающих скважин по равномерной треугольной сетке с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и концентрическими рядами добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента ведут циклически, закачивая в каждом цикле равные количества рабочего агента, каждый цикл осуществляют в четыре этапа: на первом этапе рабочий агент закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, расположенные через одну, а расположенные между ними три нагнетательные скважины останавливают, на втором этапе закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину и останавливают три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, через которые закачивали рабочий агент, и закачивают рабочий агент через три нагнетательные скважины, которые были остановлены, на третьем этапе закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину и останавливают шесть нагнетательных скважин внешнего концентрического ряда, на четвертом этапе останавливают центральную нагнетательную скважину и закачивают рабочий агент через шесть нагнетательных скважин внешнего концентрического ряда, при этом количество закачиваемого рабочего агента распределяют между центральной нагнетательной скважиной и нагнетательными скважинами внешнего концентрического ряда в расчетном соотношении.

Недостатком данного способа является то, что необходимо контролировать процесс разработки месторождения путем остановки и запуска отдельных скважин, кроме того, на залежи вследствие ее неоднородности остаются зоны с невыработанными запасами, что снижает нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2167276, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 20.05.2001 г., бюл. №14), включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем уплотнение сетки разбуривания скважин проводят на начальном этапе разработки путем размещения дополнительных добывающих скважин вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны (rпр) каждой добывающей скважины, которую вычисляют по формуле:

rпр=rcexp(-S),

где rc - фактический радиус скважины;

S - коэффициент совершенства скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неравномерная выработка запасов нефти в целом по месторождению, так как объем отбора нефти из рядов, размещенных в центральной части месторождения, меньше, чем из рядов, размещенных ближе к периферии (на окраинах) нефтяного месторождения;

- во-вторых, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН), так как выработка запасов не интенсифицируется, а производится за счет уплотнения сетки бурением дополнительных скважин вокруг каждой добывающей скважины, что увеличивает финансовые и материальные затраты на осуществление способа;

- в-третьих, за счет размещения добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин возможны преждевременные прорывы вытесняющего рабочего агента (воды) в добывающие скважины по каналам, соединяющим их забои с забоями соседних нагнетательных скважин, поэтому продолжение закачки по каждому такому каналу приводит к бесполезной циркуляции воды из нагнетательной в добывающую скважину, которая не выполняет своего предназначения по вытеснению нефти и расходуется вхолостую, поэтому резко снижается коэффициент нефтеотдачи.

Задачей изобретения является создание способа разработки нефтяного месторождения, позволяющего равномерно и полностью по площади месторождения произвести выработку запасов нефти, а также увеличить КИН в процессе разработки нефтяного месторождения нефти и исключить прорыв вытесняющего рабочего агента к забоям добывающих скважин.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что на первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию, на втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин, ближайшие к первым рядам добывающих скважин, и на последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин, причем под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну, затем на втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание оставшиеся скважины нагнетательных рядов, а все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) и на последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины, образующие поперечные ряды после их отработки на нефть, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза.

На фигуре 1 показана поэтапная схема разбуривания нефтяного месторождения. На фигуре 2 показана схема разработки нефтяного месторождения.

Разработку нефтяного месторождения ведут с рядным размещением вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Для этого на первом этапе (см. фиг.1) разработки нефтяного месторождения попарно бурят скважины нагнетательных рядов 1 и 1' и ближайшие к ним первые ряды 2 и 2' добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию (оснащают соответствующим эксплуатационным оборудованием), причем под нагнетание в первую очередь осваивают скважины нагнетательных рядов 1 и 1' через одну.

Таким образом, на первом этапе (см. фиг.2) разработки нефтяного месторождения скважины нагнетательных рядов 1 и 1', т.е. нечетные 5'1 и 5”1; 5'3 и 5”3; 5'n-1 и 5”n-1 эксплуатируются как нагнетательные, а четные скважины 5'2 и 5”2; 5'4 и 5”4; 5'n и 5”n нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как добывающие, также как и добывающие скважины рядов 2 и 2'.

На втором этапе (см. фиг.1) парно бурят и вводят в эксплуатацию, т.е. оснащают эксплуатационным оборудованием скважины вторые ряды 3 и 3' добывающих скважин, ближайшие к первым рядам 2 и 2' (см. фиг.1 и 2) добывающих скважин, при этом добывающие скважины первых рядов 2 и 2' и четные скважины 5'2 и 5”2; 5'4 и 5”4; 5'n и 5”n нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как добывающие, а нечетные скважины 5'1 и 5”1; 5'3 и 5”3; 5'n-1 и 5”n-1 нагнетательных рядов 1 и 1' эксплуатируются как нагнетательные, т.е. как на первом этапе разработки нефтяного месторождения.

По мере разработки нефтяного месторождения происходит отработка (выработка запасов) нефти из четных скважин 5'2 и 5”2; 5'4 и 5”4; 5'n и 5”n нагнетательных рядов 1 и 1' и их постепенно переводят в нагнетательные скважины и оснащают оборудованием для закачки вытесняющего рабочего агента, т.е. осваивают под нагнетание оставшиеся скважины (5'2 и 5”2; 5'4 и 5”4; 5'n и 5”n) нагнетательных рядов 1 и 1'.

На втором этапе в процессе разработки месторождения продуктивность добывающих скважин, размещенных в первых (2 и 2') и вторых (3 и 3') добывающих рядах, снижается, поэтому возникает необходимость увеличения нефтеотдачи пластов, вырабатываемых добывающими скважинами, находящихся в этих рядах. Поэтому производят работы по интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин, расположенных в первых и вторых добывающих рядах, соответственно (2 и 2') и (3 и 3').

Добывающие скважины первых добывающих рядов (2 и 2') и через одну вторых добывающих рядов (3 и 3') подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) любым известным способом, например, как описано в патенте «Способ гидроразрыва пласта» (патент РФ №2122633, МПК 8 Е21В 43/27, опубл. 1998 г.) или «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине» (патент RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.). Проведение ГРП способствует улучшению проницаемости призабойной зоны и вовлечению в разработку зон месторождения, ранее не охваченных воздействием.

На последнем (третьем) этапе (см. фиг.1 и 2) бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд 4 добывающих скважин, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда 4 бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза, при этом под нагнетание дополнительно осваивают добывающие скважины, находящиеся в первых 2 и 2', вторых 3 и 3' рядов, а также третьего 4 ряда, т.е. добывающие скважины, образующие поперечные ряды 6'; 6”; 6'” (см. фиг.2), переводят в нагнетательные (оснащают оборудованием для закачки вытесняющего агента) после их отработки на нефть, т.е. выработки запасов нефти. Остальные скважины эксплуатируют как на втором этапе разработки нефтяного месторождения. Таким образом, продолжают разработку нефтяного месторождения.

Выполнение добывающих скважин 7' и 7” стягивающего центрального ряда 4 в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин позволяет увеличить площадь охвата нефтяного месторождения в центральной части и тем самым сократить количество проектных скважин этого ряда в 3 раза, что позволяет увеличить объемы отбора нефти вне зависимости от удаленности нагнетательных скважин и поднять КИН и произвести полную выработку запасов нефти, находящейся в центральной части нефтяного месторождения. Проектные скважины - это скважины, запроектированные под строительство в рядной сетке, но не пробуренные.

Горизонтальные и/или многозабойные горизонтальные скважины 7' и 7” (см. фиг.2) в стягивающем центральном ряду 4 имеют большой охват по площади месторождения в сравнении с другими вертикальными скважинами и наиболее удалены от нагнетательных скважин, что позволяет увеличить безводный период эксплуатации этих скважин и тем самым увеличить КИН, кроме того, горизонтальные скважины позволяют сэкономить в затратах на бурение (строительство), так как количество скважин в стягивающем центральном ряду сокращается в три раза, а стоимость одной горизонтальной скважины в сравнении с одной вертикальной скважиной в 1,7 раза дороже.

Кроме того, ГРП интенсифицирует выработку первых (2 и 2') и вторых (3 и 3') рядов добывающих скважин, что позволяет выработать нефтяное месторождение более полно с высоким КИН до прохождения фронта вытеснения (вытесняющего рабочего агента, например, воды) нефти через эти ряды. Так как если раньше включить в разработку стягивающий центральный ряд 4, то фронт вытеснения воды пройдет через первые добывающие ряды (2 и 2') см. фиг.1 и 2, что снизит охват и КИН из зон месторождения, где пробурены первые (2 и 2') и вторые (3 и 3') ряды добывающих скважин. Таким образом, производят постепенную плавную и полную выработку запасов нефти из нефтяного месторождения независимо от ее зональной и послойной неоднородности.

Предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет равномерно и полностью по площади месторождения произвести выработку запасов нефти за счет поэтапного бурения и ввода скважин в эксплуатацию, а также увеличить КИН в процессе разработки нефтяного месторождения нефти путем постепенного перевода добывающих скважин (по мере их отработки на нефть) в нагнетательные скважины и проведения работ (ГРП) по интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин. Кроме того, предложенный способ позволяет исключить прорыв вытесняющего рабочего агента к забоям добывающих скважин вследствие размещения большого количества нагнетательных скважин по периферии нефтяного месторождения, т.е. между добывающими скважинами.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию, на втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин ближайшие к первым рядам добывающих скважин и на последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин, причем под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну, затем на втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание, оставшиеся скважины нагнетательных рядов, а все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) и на последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины образующие поперечные ряды после их отработки на нефть, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза.

bankpatentov.ru

рд:153-39.0-109-01:приложение_г [iNeft.ru]

С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов, составления технологических схем разработки месторождения по каждой разведочной скважине проводится комплекс исследовательских работ по опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

При опробовании вскрытых пластов устанавливают их нефтегазоносность в процессе бурения скважин с помощью опробователей на кабеле или испытателей пластов на трубах (ИПТ) путем отбора и анализа проб пластовых флюидов.

Под испытанием разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых в процессе бурения или в эксплуатационной колонне с целью установления основных промысловых параметров: дебит скважины, газовый фактор, забойные и пластовые давления, температура, коэффициент продуктивности скважины, проницаемость и гидропроводность пласта, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Продуктивность и геолого-физические характеристики пластов определяются путем выполнения в ходе испытания скважины гидродинамических исследований методами установившихся и неустановившихся отборов.

Под установившимися отборами (установившимся режимом работы) подразумевается работа скважины на штуцере с постоянными забойным и устьевыми давлениями, а также постоянным (установившимся) дебитом скважины.

Под неустановившимся режимом фильтрации подразумевается восстановление забойного давления до пластового (т.е. статического или динамического) при закрытой скважине.

Метод гидродинамического исследования с помощью ИПТ - экспресс-метод - основан на прослеживании восстановления давления в интервале испытания после кратковременного дренирования последнего. Он предназначен для испытания перспективных объектов в открытом стволе скважины в процессе бурения с помощью комплекта испытательных инструментов, спускаемых в скважину на бурильных трубах.

Спуск ИПТ производят после полного или частичного вскрытия объекта бурением и подъема долота. После испытания объекта поднимают ИПТ из скважины и продолжают бурение.

Цикл собственно испытания объекта ИПТ состоит из двух периодов (притока и восстановления давления).

Стандартным испытанием скважин ИПТ является испытание двухцикловое. Первый - вспомогательный, сравнительно непродолжительный цикл и второй - основной.

Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени глубинными регистрирующими манометрами, установленными под пакером и в трубах над ИПТ.

При гидродинамических исследованиях перспективного интервала методом ИПТ решаются следующие основные задачи [62]:

  1. Обнаружение коллектора, имеющего продуктивность промышленного значения.

  2. Обнаружение в коллекторе нефтегазонасыщения.

  3. Оценка промышленной значимости нефтегазонасыщения коллектора в данной скважине.

  4. Определение гидродинамических характеристик продуктивного пласта.

При отрицательном результате по любой из предыдущих задач необходимость решения последующих задач отсутствует. В соответствии со статистикой решение первой задачи необходимо для всего объема испытаний; второй - только для половины. Третья задача решается для 20-30% испытаний; четвертая - только для 7-15% испытаний.

При проведении гидродинамических исследований разведочных скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами, решают только одну, последнюю задачу - определяют гидродинамические характеристики продуктивного пласта и исходные данные для его разработки.

Продолжительность освоения, отработки и исследования продуктивных пластов в разведочной скважине гидродинамическими методами определяются величиной проницаемости коллекторов и эффективной мощности пласта.

Под отработкой скважины понимается работа флюидом через штуцер до стабилизации устьевых и забойных давлений и дебита.

Различают два основных типа объектов в разведочной скважине в зависимости от интенсивности притока и качества пластового флюида: нефтяные фонтанирующие и нефтяные не фонтанирующие.

При получении фонтанирующего притока нефти скважина пускается в работу, минуя трапную установку, в коллектор на сбросовый амбар. Как правило, скважина отрабатывается в течение 1.5-2 ч на 6-8-мм штуцере с последующим переходом на 5-мм штуцер. На этом штуцере скважина отрабатывается до полной очистки забоя от механических примесей и воды, после чего скважина считается подготовленной к выполнению гидродинамических исследований.

Отработка скважины производится на 4-5 режимах прямым ходом и в одном оптимальном режиме - обратным ходом, с которого снимается кривая восстановления забойного давления (КВД). Необходимость отработки скважины на нескольких режимах обуславливается получением качественных индикаторной диаграммы и КВД.

Определяющим признаком отработки скважины (установившийся режим) является постоянство дебита и забойного давления. Замеры забойного давления производятся один-два раза в сутки, периодичность замеров устьевых давлений - 3 ч, дебитов - 1 сут. Замер дебита жидкости производится в течение не менее 4-х часов.

В процессе отработки скважины замеряются также загрязнение нефти, температура ее на устье, поверхностный газовый фактор, содержание воды в нефти и их плотности. На минимальном штуцере отбираются глубинные пробы нефти в (4÷5) пробоотборники (две пробы нефти пробные и три рабочие) и проба газа сепарации в контейнер.

Перед снятием КВД замеряют распределение давлений и температуры по стволу скважины (через 250 м).

Продолжительность непрерывной регистрации КВД составляет не менее 2÷4 ч. Для медленно восстанавливающихся забойных давлений интервалы между замерами увеличивают до 1 сут.

Для пульсирующих низкодебитных скважин производятся возможные замеры по стволу скважины и на забое только на одном режиме с последующим снятием кривой нарастания забойного давления. Перед пуском в эксплуатацию производят выдержку скважины с целью замера пластового давления в течение 24 ч.

При получении фонтанирующего притока нефти с водой скважину отрабатывают в сбросовый амбар до полной очистки забоя. После этого скважину переводят на оптимальный штуцер и отрабатывают через трапную установку до постоянства дебитов нефти и воды. При этом выполняется такой же комплекс работ, как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

По результатам отработки решается вопрос о дальнейших работах по исследованию данного объекта: отработка на штуцерах других размеров, прекращение испытания, проведение изоляционных работ и т.д.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов и замер пластового давления производятся в этом случае в обязательном порядке.

Испытание разведочной скважины считается законченным, если по всем интервалам (пластам), назначенным к испытанию, получены результаты, которые позволяют дать качественную характеристику содержимого пласта и определить основные его газодинамические характеристики, а отсутствие притока подтверждается комплексным изучением геолого-физического материала.

Для получения исходной информации о давлениях и температурах в последние годы успешно используются глубинные электронные термоманометры нового поколения (кварцевого, напряженного типов) ведущих зарубежных фирм («KUSTER», «GEOSERVICES» и др.) и отечественного производства («МИКОН», «БашНИПИнефть», УГНТУ и др.). Высокая точность и чувствительность глубинных приборов, возможность непрерывно фиксировать процессы в стволе и на забое скважины в течение 20-30 суток в условиях высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 150°С), хорошие эксплуатационные характеристики значительно расширяют возможности гидродинамических методов исследования объектов поисково-разведочного бурения.

Для обработки и интерпретации результатов ГДИС хорошо зарекомендовал себя пакет прикладных программ W.I.S.E. (Wellsit Interpretation Software and Equipment programs), разработанный французской фирмой GEOSERVICES.

Пакет программ многофункциональный и состоит из семи частей (пунктов меню). «Pressure Survey Report» - первый подготовительный пункт меню, позволяющий перенести данные (время, давление, температуру) из памяти электронного манометра в файл. Здесь же формируется и выдается выходная форма отчета.

Основной анализ производится в разделе «Interpretation» известными графоаналитическими методами: Хорнера, суперпозиции, M.D.H. и др. На дисплее автоматически рисуется преобразованный график КВД в координатах время/давление. Передвижением курсора определяется прямолинейный участок, по которому вычисляются параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, показатель скин-фактора, начальное пластовое давление. Удобный сервис позволяет быстро и наглядно проводить анализ данных.

Посредством пункта меню «Unit Edit» предоставляется возможность пользования международной системой измерения.

Оставшиеся пункты главного меню: «W.I.S.E. Utilities», «SYSTEM Configuration», «Help Screens» и «Files Management» предназначены для изменения конфигурации компьютера, экспорту и импорту файлов и других технических возможностей.

www.ineft.ru

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.

www.findpatent.ru

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Отработка - скважина

Cтраница 2

Продукция пласта, получаемая при освоении и отработке скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.  [16]

ДИКТ) для измерения расхода газа во время отработки скважины и последующих стандартных газодинамических исследований, В частности, после освоения скважины и кратковременной, примерно в течение одного часа, продувки в атмосферу ( задвижки 5 и 6 закрыты, задвижка 7 открыта) поток газа переводится на сепарационное устройство для отбора и измерения количества жидкости и мехпримесей, выносимых из скважины. Затем из сепарационного устройства стравливают давление через верхние вентили на контейнерах 4 и сливают жидкость из контейнеров в емкости для измерения ее объема и отбора проб на химический анализ. После этого снова открывают задвижки 5 и 6, закрывают задвижку 7 и цикл операций по измерению количества вынесенной из скважины жидкости и отбору проб повторяют.  [17]

В частности, на АГКМ в начальный период отработки скважины выходит жидкость с плавно увеличивающимся расходом. Затем выход жидкости приобретает пульсирующий характер, вызванный появлением газовых пробок. В дальнейшем пульсации прекращаются, и из скважины выходит газ с выбросом жидкости. Вынос пробок носит случайный характер. Продолжительность начального периода зависит от продуктивной характеристики скважины и длится от десятков минут до нескольких часов.  [18]

ДИКТ) для измерения расхода газа во время отработки скважины и последующих стандартных газодинамических исследований, В частности, после освоения скважины и кратковременной, примерно в течение одного часа, продувки в атмосферу ( задвижки 5 и 6 закрыты, задвижка 7 открыта) поток газа переводится на сепарационное устройство для отбора и измерения количества жидкости и мехпримесей, выносимых из скважины. Затем из сепарационного устройства стравливают давление через верхние вентили на контейнерах 4 и сливают жидкость из контейнеров в емкости для измерения ее объема и отбора проб на химический анализ. После этого снова открывают задвижки 5 и 6, закрывают задвижку 7 и цикл операций по измерению количества вынесенной из скважины жидкости и отбору проб повторяют.  [19]

Если опасность коррозии отсутствует и нет надобности в частой отработке скважин, что может быть доказано лабораторными исследованиями и практическими данными, насосно-компрессорные трубы можно и не спускать.  [20]

Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.  [21]

Динамика параметров, показанная на рис. 5.61, показывает, что отработка скважины после воздействия происходила в два этапа.  [22]

Опыт освоения скважин АГКМ показал, что эффективным методом сокращения продолжительности отработки скважины является декольматация ПЗП, которая достигается за счет применения СКО. Таким образом, применение СКО, как составной части процесса освоения, позволяет существенно сократить время отработки скважины.  [23]

Рассмотрим пример, который хотя и не совсем точно, но позволяет оценить время отработки скважины и получаемые при этом погрешности в определении коэффициента продуктивности. Этот вывод Г. Л. Говоровой был получен на примере гипотетической скважины, в которой дебит соответственно ежемесячно и ежеквартально увеличивался на 10 и 20 % по отношению к первоначальному.  [24]

Способ подготовки законченных строительством газовых скважин для ускоренного запуска в работу в условиях Крайнего Севера включает отработку скважины до полного выноса техногенных жидкостей из скважины при освоении, проведение полного комплекса газодинамических исследований и ее временную консервацию до начала эксплуатации.  [25]

Дополнительную информацию об эффективности воздействия на при-забойную зону скважины позволяет получить комплекс исследований, выполненных в ходе отработки скважины сотрудниками Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИГАЗа. Он включал: контроль за параметрами работы скважины, замеры забойного давления, отбор проб сырого конденсата и газа сепарации с целью определения состава добываемой продукции, периодический отбор проб выветренного конденсата, воды и газа сепарации с целью контроля изменения их состава и свойств.  [26]

Смещение кривых вниз от исследования к исследованию соответствует улучшению призабойной зоны скважины, что объясняется очисткой ее в процессе отработки скважины.  [28]

При исследовании скважин, возбуждаемых компрессором, также предусматриваются полный контроль состояния забойного давления, фоновые замеры до компрессирования, изучение процесса отработки скважины компрессором и замеры в работающей скважине, в том числе при необходимости интенсификации притока путем стравливания воздуха из межтрубья.  [29]

Динамика основных параметров работы скважины до и после обработки призабойной зоны приведена на рис. 5.58, 5.59. Анализ промысловых данных оперативного контроля за основными параметрами отбираемой из скважины продукции показывает, что отработка скважины от сухого газа, закачанного в ходе продавки ШФЛУ, продолжалась не менее месяца после пуска скважины в работу.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

способ отработки продуктивных пластов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин - патент РФ 2316645

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/см 3,

- 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/см 3.

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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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/см 3, 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.

www.freepatent.ru


Смотрите также