Способы интенсификации работы скважин

Обновлено: 19.05.2024

Ударно-волновая технология интенсификации добычи нефти и газа

Основные нефтяные месторождения Украины находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся снижением пластового давления и резким ростом обводненности до 90 % и более. Поддержание пластового давления путем закачки воды приводит к формированию фильтрационных потоков по высокопроницаемым пропласткам и путям, образованным ранее отобранной продукцией скважин, что приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения из-за роста обводненности продукции скважин и образования застойных зон, которые не охвачены процессом вытеснения.
Неоднородность коллекторских свойств, как по разрезу, так и по простиранию, приводит к неравномерному нефтеизвлечению и снижению коэффициента нефтеизвлечения по пласту в целом. В процессе длительной эксплуатации скважины происходит кольматация околоскважинного пространства продуктивного пласта, снижающая продуктивность скважины и работающую мощность интервала перфорации, что требует периодической очистки прискважинной зоны пласта (ПЗП). В обобщенном виде, исходя из целей решаемой нами задачи, кольматацию можно представить как результат: проникновения фильтратов глинистого и цементного растворов в пласт в процессе бурения и проведения тампонажных работ;
• образование плотных трубок в результате спекания горной породы при перфорации продуктивного интервала;
• образование пробок в перфорационных отверстиях за счет выноса частиц породы из пласта, выпадения продуктов реакции в результате широко применяемых обработок ПЗП химическими реагентами и выпадения АСПО;
• кольматация капиллярной системы продуктивного пласта вследствие закупорки поровых каналов коллоидно-дисперсной системой, образующей пространственную сетку.
Перечисленные факторы снижают добычу нефти и приемистость нагнетательных скважин. Известно, что на продуктивность пласта существенное влияние оказывают геодинамические факторы, определяющие упругость пласта, насыщающую его жидкость, накопление естественной энергии в пласте, которая затрачивается на вытеснение жидкости и определяет нефтеизвлечение [1]. С целью решения вышеперечисленных задач, нами разработана технология и технические средства ударно-волнового воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта в интервале перфорации, позволяющие в локальных объемах создавать воздействие на пласт, которое имитирует геодинамическое воздействие. Ударно-волновое воздействие на пласт предусматривает два вида эффектов:
• непосредственное воздействие на ближнюю прискважинную зону пласта с радиусом охвата до 50 см от источника упругих волн ультразвукового диапазона частот;
• удаленное воздействие, которое регистрируется гидрофонами на удалении 1 – 1,5 км от источника, генерирующего низкочастотные 0,2 Гц упругие волны.
Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. Из опыта проведения обработок ПЗП нефтяных скважин замечено, что не насыщенный жидкостью низкопроницаемый коллектор поглощает упругие волны, что приводит к сокращению зоны охвата значительно сильнее, чем для коллектора с заполненным жидкостью поровым объемом. В последнем случае, под воздействием упругих колебаний растет давление в порах, что приводит к разрушению мембран между порами и образованию дополнительных капилляров, а разница в скорости распространения упругих высокочастотных волн по скелетной породе и поровой жидкости приводит к разрушению пространственной сетки, образованной коллоидно-дисперсной системой. Учитывая, что воздействие упругими волнами выполняет отрыв частиц КДС от стенок капилляра за счет колебаний возле центра равновесия, но не перемещает в пространстве – необходимо более мощное знакопеременное ударное воздействие, обладающее энергией достаточной для выноса кольматанта с пласта в скважину – эффект «стирки».
Таким образом, с целью снижения фильтрационных сопротивлений, восстановления гидродинамической связи системы «пласт-скважина», расширения сети микротрещин разработаны технические средства, позволяющие создавать локальное геодинамическое воздействие на прискважинные участки пласта.

В качестве источника ударной и низкочастотной волновой нагрузки в нашей технологии используется разработанное институтом импульсных процессов и технологий НАН Украины скважинное электроразрядное устройство(рис.1). Принцип его работы заключается в том, что для получения циклических импульсных ударов используют высоковольтный импульсный разряд в скважинной жидкости. При электроразрядном воздействии возникает совокупность сложных, взаимосвязанных процессов, приводящих к тому, что волны сжатия, циклически нагружая пористую среду, многократно отражаясь, трансформируются в волны напряжения-растяжения, создавая условия для развития сети трещин и микротрещин, как в стенках перфорационных каналов, так и в прилегающей к ним породе пласта. Под действием импульса давления, который генерируется высоковольтным электроразрядом, скважинная жидкость проникает в перфорационные отверстия, а затем в породу со скоростью приблизительно 150м/с. Амплитуда давления превышает пластовое давление от 12 МПа до 25 МПа, в зависимости от типа коллектора и диэлектрических свойств жидкости глушения скважины.
Устройство состоит из наземного генератора и скважинного высоковольтного накопительно-разрядного устройства, соединенных между собой трехжильным кабелем каротажного геофизического подъемника. С помощью последнего скважинное электроразрядное устройство перемещается между кровлей и подошвой обрабатываемого интервала с минимальной скоростью, генерируя высоковольтные разряды с частотой – 0,2 Гц и амплитудой давления до 45 МПа. Применительно к характеристикам коллекторов месторождений Украины, для получения положительного результата обработок ПЗП, необходимо произвести 200 ¸ 250 разрядов на один метр обрабатываемого интервала пласта для терригенных коллекторов и 400 ¸ 500 разрядов на один метр – для карбонатных коллекторов. Эффективность обработок снижается с увеличением глубин более 4000 метров и при глушении скважин пластовой водой. В связи с тем, что с увеличением глубины скважины глушение производится пластовой водой, нами разработана электродная система, инициирующая высоковольтный разряд в закрытом объеме, заполненном дистиллированной водой, передающая удар через резиновый манжет. К сожалению, при этом передается только ударная нагрузка на пласт, т. к. плазмо-термический эффект высоковольтного разряда экранируется стенками сосуда.

Скважинное электроразрядное устройство включает в себя следующие модули(рис. 2):
• высоковольтный зарядный модуль для зарядки накопительных конденсаторов - 32 кВ постоянного тока;
• высоковольтные накопительные конденсаторы – 3 шт.;
• разрядник;
• электродная система открытого типа
либо электродная система закрытого типа.
В качестве источника высокочастотных колебаний нами разработано скважинное устройство, генерирующее упругие колебания в ультразвуковом диапазоне частот (18 – 25 кГц).Восстановление потенциальной производительности добывающих и нагнетательных скважин достигается за счет разрушения КДС, кольматирующих прискважинную часть коллектора, вследствие чего образуются слои пониженной проницаемости.
К настоящему времени накоплен значительный опыт разработки и внедрения акустических технологий интенсификации добычи нефти, который учтен нами при разработке ударно-волновой технологии интенсификации добычи нефти и газа, применительно к характеристикам и условиям скважин, разрабатывающих нефтяные месторождения Украины.Аппаратура ультразвукового воздействия (рис. 3) состоит из наземной части, формирующей напряжение постоянного тока питания скважинных генераторов (50 ¸ 300 В, 1А) и погружной части, состоящей из двух скважинных генераторов ультразвуковой частоты – 19,2 кГц и 20,8 кГц, системы автоматического поддержания резонансной частоты каждого генератора, в зависимости от влияния параметров рабочей среды (давления, плотности скважинной жидкости, температуры).Выходная электрическая мощность ультразвуковых генераторов – 250¸300 Вт. Акустическая мощность, соответственно, - 180 и 240 Вт. Длина погружной части - 2 м при диаметре 85 мм. Рабочее давление - до 50 мПа. Рабочая температура – до 120°C. Наземная и погружная части соединяются трехжильным кабелем каротажного подъемника. Обработка ПЗП скважины производится в интервале перфорации пошагово, в точках через 1¸1,5 метра, с выдержкой 2¸4 часа.

Результаты обработок ПЗП скважин ударно-волновым воздействием на пласт
Нами выполнено более ста обработок ПЗП скважин, как добывающих: нефтяных и газовых, так и нагнетательных. Коэффициент успешности – 85%. Фактически он выше. Последнее замечание вызвано тем, что под успешной обработкой понимают такую, которая дала дополнительную добычу нефти и газа. В высокообводненных скважинах (содержание воды в продукции - более 97%) дополнительная добыча либо отсутствует, либо незначительна, хотя добыча по жидкости возрастает. Таким образом, происходит подмена критерия эффективности технологии не по улучшению фильтрационных свойств пласта в интервале перфорации, выражающегося в увеличении притока жидкости, а по товарной продукции.
Поскольку добыча определяется работой пласта и остаточным нефтегазосодержанием, а технология обработки ПЗП только облегчает фильтрацию с пласта в скважину, мы не приводим громоздких таблиц с абсолютными цифрами, так как специалисты знают, что эти величины определяются множеством других факторов. Диапазон прироста дополнительной добычи, для наших условий, лежит в границах от 20% до десятков раз и подтверждает, что разработанная нами технология эффективно решает основную свою задачу – улучшение гидродинамической связи системы «пласт-скважина» и вводит в разработку низкопроницаемые и изолированные зоны продуктивного пласта. Эффективная работа скважины после обработки ПЗП продолжается от 3 месяцев до 2 лет.
Экономические показатели окупаемости технологии, в условиях рынка, могут быть определены только на короткий период и для конкретных условий.
В связи с этим, приводим ориентировочный, среднестатистический срок окупаемости затрат на обработку ПЗП, исходя из реализации дополнительно добытой товарной продукции, суммарно, по всем скважино - операциям в течении года и с учетом затрат на добычу, капремонт, транспортировку и подготовку продукции скважин – до 4 месяцев на одну обработку ПЗП.
В заключение приведем основные выводы и рекомендации, которые помогут специалистам, работающим в этой области, и потребителям сделать свои оценки эффективности ударно-волновой технологии интенсификации добычи нефти и газа.
1. Все технические средства, реализующие технологию, сопряжены, как по механике, так и по электроцепям, со штатным оборудованием бригад капитального ремонта скважин и геофизических партий, что не вызывает затруднения в освоении технологии персоналом.
2. Технология позволяет производить выборочную, направленную обработку неоднородных по проницаемости пропластков для выравнивания профиля притока или приемистости, а также селективную обработку обводненных пропластков. Наблюдается также уменьшение обводненности продукции после обработки ПЗП.
3. Технология позволяет реализовать комплексно ударно-волновое воздействие с одновременной обработкой химическими реагентами, что обеспечивает синергетический эффект, превышающий сумму эффектов, получаемых от каждого воздействия в отдельности.
4. Продуктивный пласт положительно реагирует на повторяющиеся обработки ударно-волновым воздействием. Есть скважины, где обработка на протяжении 3-х лет проводилась трижды с хорошим технологическим результатом.
5. Эффективность технологии выше, при глушении скважин нефтью с обводненностью до 30%, и снижается при глушении пластовой водой. Скважинные устройства позволяют работу в электропроводящей среде.
6. Эффективность технологии выше в коллекторах, сложенных песчаниками, и ниже - в карбонатных коллекторах.
7. При работе в коллекторах со слабо сцементированными песчаниками необходимо снизить ударную нагрузку до 50 – 100 электроразрядов на 1 м интервала, т.к. наблюдается разрушение коллектора и значительный вынос песка, приводящий к необходимости повторного ремонта скважины.
8. В скважинах, имеющих сужение обсадной колонны или воронки, можно производить обработки ультразвуковым воздействием, в том числе и в среде химических реагентов. Результаты - выше в нагнетательных скважинах.
9. При интенсификации работы газовых скважин, в связи с необходимостью глушения их водой, ударно-волновое воздействие должно быть таким, чтобы вода не проникала далеко в пласт, так как освоение скважины в этом случае растягивается на длительное время. Первым необходимо выполнять ультразвуковое воздействие. При этом можно увеличить время воздействия в каждой точке до 6 часов. Электроразрядное воздействие следует проводить, руководствуясь двумя критериями:
• до газопроявления, которое выражается в выбросах струек воды на высоту 1 ¸ 1,5 метра над фланцем превентора;
• либо, при отсутствии газопроявления, - до 50 электроразрядов на 1 м интервала, что достаточно для разрушения и выноса пробок кольматанта с прифильтровой зоны.
Кроме того, для облегчения освоения газовой скважины после обработки ПЗП, в воду глушения необходимо добавлять пенообразующие вещества (ПАВ) и метанол.
10. Ударно-волновая технология достаточно эффективна на глубинах, где скелетная порода продуктивного пласта при объемном сжатии пористой среды деформируется в упругом режиме. Для месторождений Украины, субъективная оценка этих глубин составляет, примерно, 3500 метров. На больших глубинах имеет место необратимая деформация, что ставит задачу совершенствования данной технологии.
Учитывая, что часть нефтегазоносных горизонтов месторождений Украины находится на глубинах до 6000 метров и постепенно вводятся в разработку, необходимость разработки технологии для интенсификации работы скважин на больших глубинах становится очевидной. В связи с этим нами начаты работы по использованию энергии упругих волн для интенсификации электрофизических, электрохимических и термодинамических процессов в продуктивном пласте с целью интенсификации добычи углеводородов с больших глубин.

Автор: А.В. Кучернюк, В.А. Кучернюк, С.М. Давиденко, В.М. Сова, М.Ю. Максимчук ( ОАО “Украинский нефтегазовый институт”)

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Содержание статьи

Фонтанный метод эксплуатации
Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации
Насосный способ эксплуатации
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами
Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Кроме того, эти трубы служат для:

регулировки режима работы скважины;
обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
устранения парафиновых и смолистых отложений;
проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
ликвидации образующихся песчаных пробок;
обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

Читать также: Как достигается автоматизация нефтедобычи?

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

Читать также: Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

невысокий уровень подачи;
наличие ограничений по спуску оборудования;
наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

рама;
пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
балансировочный элемент;
редуктор, оборудованный противовесом;
траверса;
поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Способ интенсификации работы скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважин.

Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м 3 , затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м 3 , доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м 3 , производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервала перфорации и еще 2-4 м 3 , останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м 3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м 3 , закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м 3 , затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м 3 , доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м 3 , производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м 3 , останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста, процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м 3 , дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м 3 , дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невозможность проведения процесса гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной.

В предложенном изобретении решается задача повышения качества интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной с упором на забой.

Проведение гидроразрыва пласта в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной установленной с упором на забой летучкой меньшего, чем эксплуатационная колонна диаметра, представляет определенные трудности. Наличие летучки, представляющей собой колонну труб с диаметром меньшим, чем диаметр эксплуатационной колонны, уменьшает диаметр скважины. Для установки пакера в летучке такого уменьшенного диаметра приходится применять колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от 60 до 73 мм, обладающей малой пропускной способностью. При нагнетании жидкости разрыва с расклинивающим материалом по такой колонне происходит рост давления из-за малого проходного сечения. В большинстве случаев невозможно закачать достаточно большой объем проппанта и создать высокую концентрацию расклинивающего агента для создания оптимальных параметров трещины разрыва, также высоки риски получения технологического «стопа» при гидроразрыве. В предложенном изобретении решается задача обеспечения качественного гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной летучкой малого диаметра, установленной с упором на забой. Задача решается следующим образом.

Основным нагрузкам подвергается нижняя часть эксплуатационной колонны. Как правило, нарушения целостности эксплуатационной колонны возникают в нижней части. Проводить гидроразрыв в такой колонне не представляется возможным из-за опасения разрушения колонны и заколонного цементного камня. Поэтому перед проведением гидроразрыва скважину оборудуют компоновкой, представленной на фиг.1. На фиг.1 обозначены: 1 - изношенная эксплуатационная колонна скважины, 2 - летучка, 3 - забой скважины, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пакер, 6 - продуктивный пласт.

Скважину с изношенной эксплуатационной колонной 1 оборудуют летучкой 2, устанавливаемой с упором на забой 3. Летучку 2 применяют, как правило, диаметром 114 мм. Летучкой 2 перекрывают все дефектные места в нижней части эксплуатационной колонны 1. Межтрубное пространство между летучкой 2 и изношенной эксплуатационной колонной 1 цементируют. Интервал продуктивного пласта 6 перфорируют через летучку 2. Перед проведением гидроразрыва спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 диаметром 89 мм, т.е. колонну с диаметром, классически применяемым при стандартном гидроразрыве. На конце колонны 4 спускают пакер 5.

Установка пакера ниже 8 м от летучки отрицательно воздействует на цементный камень в межтрубном пространстве между летучкой и эксплуатационной колонной. Установка пакера выше 30 м от летучки вовлекает в работу повышенный объем эксплуатационной колонны и может привести к появлению дефектных мест в колонне.

При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости. Как и при гидроразрыве в скважине с неизношенной эксплуатационной колонной гидроразрыв включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Гидроразрыв проводят в скважинах, оборудованных летучкой, с применением колонны насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм. В случае проведения гидроразрыва в скважинах с летучками со спуском колонны насосно-компрессорных труб с наружным диаметром менее 89 мм, например, 60 или 73 мм, то в процессе гидроразрыва проявляются осложнения в виде роста давления из-за малого проходного сечения в колонне насосно-компрессорных труб и пакера малого диаметра. В результате значительные потери на трение могут привести к незапланированному технологическому «стопу» - остановке закачки. Стандартные действия в целях исключения преждевременного «стоп» заключаются в снижении вязкости жидкости разрыва, низком расходе и концентрации закачиваемого проппанта и, как следствие, уменьшении общего объема расклинивающего материала, что приводит к кратному снижению эффективности процесса гидроразрыва пласта.

В предлагаемом способе процесс гидроразрыва пласта проводят в скважинах с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной летучкой, по колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с установленным пакером выше летучки, без ограничений концентрации, количества закачиваемого проппанта, расхода жидкости.

Пример конкретного выполнения

Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.

Скважиной вскрыт пласт Д1а в интервале 1620,2-1624,8 м. Литология объекта: Д1а - песчаники (фазовая проницаемость 113 мД, пористость 20,2%, глинистость 1,1%).

Забой скважины находится на глубине 1668 м, изношенная часть эксплуатационной колонны распространяется от забоя до глубины 1250 м.

В скважину с изношенной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм спускают с упором на забой летучку диаметром 114 мм в интервал 1204,6-1668 м и длиной 463,4 м. Верх летучки находится на глубине 1204,6 м. Цементируют межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной. В интервале продуктивного пласта проводят перфорацию через летучку.

Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 8 м.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q - 240 м 3 /сут, при начальном давлении P=24 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м 3 технической жидкости плотностью 1,0 г/см 3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м 3 жидкости разрыва с добавлением 500 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с падением давления на 1,5 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом с конечной концентрацией проппанта 630 кг/м 3 и давлении на устье скважины начальным 32 МПа, конечным 33 МПа, где объем конечной продавки определяют как объем дополнительной эксплуатационной колонны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной не до продавки 200 литров смеси. Рабочий расход при основном процессе 2,7-2,9 м 3 /мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

Скважина введена в эксплуатацию через 5 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости с 3 м 3 /сут до 24 м 3 /сут без увеличения роста обводненности, коэффициент продуктивности вырос более чем в 9 раз.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 20 м.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 30 м.

Результаты по примерам 1-3 следующие.

В предлагаемом способе интенсификации скважины применяется пакерная система и колонна насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с установкой выше глубины летучки в отличие от стандартного способа. Благодаря этому возможно создание высоких значений концентрации песконесущей смеси - от 500 кг/м 3 и выше (в 2-3 раза выше, чем при проведении гидроразрыва контрольным способом), более низких устьевых давлений (в 1,5-2,5 раза меньших, чем при контрольном способе), что в большинстве случаев невозможно при проведении гидроразрыва через колонну насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм. В итоге предложенный способ позволяет создавать наиболее оптимальную по геометрии трещину с гораздо более высокими значениями продуктивности чем при стандартном способе. Сравнительные параметры полученных показателей работы скважины говорят о более эффективном гидроразрыве пластов предложенном способом, без увеличения затрат на подготовительные работы и применением только стандартного оборудования.

По сравнению с гидроразрывом по колонне диаметром 73 мм гидроразрыв по колонне диаметром 89 мм позволяет применять максимальный расход при закачке 2,9 вместо 2,5 м 3 /мин, максимальную концентрацию проппанта 630 вместо 280 кг/м 3 , проводить процесс с максимальным давлением закачки 33 вместо 60 МПа, производить продавку в объеме 9 вместо 6,6 м 3 , повышать продуктивность скважины в 9,8 раз вместо 1,7.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить качественный гидроразрыв в скважинах, без рисков получения технологического «стопа», по причине потерь на трение при прохождении песчано-жидкостной смеси через малогабаритные пакер и колонну насосно-компрессорных труб.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной.

Читайте также: