Способ освоения скважины

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению скважин, в том числе оснащенных пакером. Способ освоения скважины включает спуск лифтовых труб с пакером до забоя скважины и замену глинистого раствора на облегченную жидкость. В интервал перфорации закачивают углеводородную жидкость, приподнимают лифтовую колонну с пакером до кровли продуктивного пласта и перфорируют эксплуатационную колонну. После этого производят очистку призабойной зоны пласта методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу с повторением промывок в обратной последовательности и оставляют скважину на технологическую выстойку. Производят воздействие на призабойную зону пласта методом переменных давлений в течение 20 циклов. Промывают скважину с поддержанием противодавления, вымывая забойную пачку, в течение не менее двух циклов. Вызывают приток пластового флюида из пласта, запакеровывают пакер. В затрубное пространство скважины закачивают надпакерную жидкость, а в интервал многолетнемерзлых пород - незамерзающую жидкость и отрабатывают скважину на факел. Время промывок в процессе очистки призабойной зоны пласта на каждом режиме составляет не менее двух циклов. Снижение давления производят ступенчато через 30-50 атмосфер. Величину депрессии при вызове притока и отработке скважины на факел выбирают из условия Р_пл>Р_заб0,7Р_пл, где Р_пл, Р_заб - соответственно пластовое и забойное давления. Перфорация эксплуатационной колонны производится при соблюдении условия Р_заб~Р_пл. Сокращаются затраты на освоение скважины при ее строительстве и ремонте за счет устранения загрязнения призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора и проведения дополнительного воздействия на призабойную и прискважинную зону пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению скважин, в том числе оснащенных пакером.

Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, отработку скважины на факел [Оборудование для эксплуатации газовых скважин. Каталог - М.: ЦИНТИХИММАШ, 1982, с. 4].

Недостатком этого способа является невозможность освоить глубокую скважину с АВПД и низкими фильтрационными свойствами из-за недостаточно полной очистки призабойной зоны пласта от фильтратов бурового раствора и недостаточного воздействия на пласт при вызове притока.

Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, запакеровку пакера [патент РФ № 2109934].

Недостатком этого способа являются значительные затраты на освоение глубоких скважин с АВПД и низкими фильтрационными свойствами в связи с длительностью вызова притока из пласта, а иной раз и неполучением притока, связанным с неполным удалением фильтратов бурового раствора при очистке призабойной зоны пласта и недостаточным воздействием на пласт при вызове притока.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения скважин.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении условий для вызова притока из пласта при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе освоения скважины, включающем спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченную жидкость, перфорацию эксплуатационной колонны, вызов притока, запакеровку пакера, в отличие от прототипа лифтовую колонну с пакером спускают до забоя скважины, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовую колонну с пакером до кровли продуктивного пласта, перфорируют эксплуатационную колонну, производят очистку призабойной зоны пласта методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу с повторением промывок в обратной последовательности, оставляют скважину на технологическую выстойку, производят воздействие на призабойную зону пласта методом переменных давлений в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления, вымывая забойную пачку, в течение не менее двух циклов, вызывают приток пластового флюида из пласта, запакеровывают пакер, закачивают в затрубное пространство скважины надпакерную жидкость, а в интервал многолетнемерзлых пород - незамерзающую жидкость, например газоконденсат, и отрабатывают скважину на факел, при этом время промывок в процессе очистки призабойной зоны пласта на каждом режиме не менее двух циклов, снижение давления производят ступенчато через 30-50 атмосфер, величину депрессии при вызове притока и отработке скважины на факел выбирают из условия:

Р_пл > Р_заб 0,7Р_пл, (1)

где Р_пл, Р_заб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа,

а перфорация эксплуатационной колонны производится при соблюдении условия

Р_заб~Р_пл (2)

На чертеже схематично изображено устройство для реализации данного способа.

Устройство включает эксплуатационную колонну 1, лифтовые трубы 2, циркуляционный клапан 3, пакер 4, посадочный ниппель 5, забойный клапан-отсекатель 6, размещенный в посадочном ниппеле, подпакерный хвостовик 7, срезной клапан 8, фонтанную арматуру 9, компрессор или насосную установку 10, задавочную 11 и факельную 12 линии, штуцерное устройство 13, емкости для хранения 15 и сбора 16 технологических растворов.

Способ реализуется следующим образом.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовые трубы 2 с циркуляционным клапаном 3, пакером 4, посадочным ниппелем 5, подпакерным хвостовиком 7, срезным клапаном 8 до забоя и монтируют на устье фонтанную арматуру 9. При открытых задвижках 17, 18, 19 и закрытых 20, 21 глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, через затрубное пространство 22 и лифтовые трубы 2 заменяют на облегченную жидкость, например техническую воду. Опрессовывают эксплуатационную колонну 1 вместе с фонтанной арматурой 9, заменяют техническую воду на водный раствор хлорида кальция с плотностью 1300-1350 м³/кг, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовые трубы 2 с пакером 4 и другим внутрискважинным оборудованием над пластом, перфорируют эксплуатационную колонну 1. Перфорация производится при постоянной прямой промывке по замкнутому циклу либо водным раствором хлорида кальция, либо газоконденсатом перфораторами типа ПР-43, ПР-54, ПРК-42С, ПМИ-48 с обеспечением противодавления на пласт из условия Р_заб~Р_пл. Отстрел каждой сборки перфораторов, их спуск и подъем производятся после создания на устье давления, препятствующего поступлению пластового флюида в ствол скважины. Возможно применение перфораторов ПНКТ, а также гидроабразивной перфорации.

После завершения прострелочных работ производится очистка прискважинной зоны пласта методом обратных промывок водным раствором хлорида кальция с поддержанием противодавления на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме выбирается из условия Р_пл > Р_заб 0,7Р_пл, но не более двух циклов. Снижение противодавления производится ступенчато через 30-50 атмосфер.

После удаления фильтрата бурового раствора и других механических примесей из ствола скважины и прискважинной зоны пласта скважина оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов с обеспечением противодавления на устье исходя из условия Р_заб~Р_пл = Р_у+10^-5·_ж·Н.

После этого производится воздействие на прискважинную зону пласта методом переменных давлений водными растворами хлорида кальция или неорганическими ПАВ в течение 20 циклов; а затем - вымывание забойной пачки и промывка скважины с противодавлением в течение не менее двух циклов. В интервал ММП закачивается газоконденсат при выполнении следующего условия: Р_заб~Р_пл=(Р_у+10^-5·_ж·Н) < Р_{оп эк}. Скважина повторно оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов.

По окончании технологической выстойки закрывают задвижки 17 и 19, открывают задвижку 20 и выпуском газа через лифтовые трубы 2 и факельную линию 12, на конце которой установлено штуцерное устройство 13, производится плавный запуск скважины в работу с заранее выбранной депрессией (за счет установки штуцера расчетного диаметра). По получении на устье устойчивого притока (чистого газа) задвижку 20 закрывают. Производят запакеровку пакера 4, в затрубное пространство 22 скважины закачивается надпакерная жидкость, например водный раствор хлорида кальция плотностью 1300-1350 кг/м³ , в интервал многолетнемерзлых пород - газоконденсат, после чего вновь открывают задвижку 20 и продолжают отработку скважины на факел.

Вызов притока из пласта и отработка скважины производятся с учетом соблюдения условия

Р_пл > Р_заб 0,7Р_пл.

При освоении скважин из пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами забойное давление может быть уменьшено до 35 МПа, при меньших давлениях возможны необратимые изменения в пласте, приводящие к уменьшению его продуктивности.

При освоении скважины технологические растворы разной плотности подаются в скважину из емкостей 15, а вытесняемые из скважины технологические растворы собираются в емкости 16.

Примером запакеровки пакера после вызова притока может служить следующая. В фонтанную арматуру 9 над задвижкой 21 вводят стальной шар, продавливают его в лифтовые трубы 2 гидродавлением или инертным газом (воздухом) от компрессора. Шар садится на седло срезного клапана 8 и перекрывает проходное сечение лифтовых труб 2. Плавным повышением давления над шаром производят запакеровку пакера 4, т.е. герметизируют затрубное пространство 22 скважины уплотнительными элементами пакера 4.

После отработки скважины на факел производится необходимый комплекс исследований, в посадочном ниппеле 5 устанавливается забойный клапан-отсекатель 6.

Предлагаемый способ освоения скважины позволяет сократить затраты на ее освоение при строительстве и ремонте за счет устранения загрязнения призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора и проведения дополнительного воздействия на призабойную и прискважинную зоны пласта.

Формула изобретения

Способ освоения скважины, включающий спуск лифтовых труб с пакером, замену глинистого раствора на облегченную жидкость, перфорацию эксплуатационной колонны, вызов притока, запакеровку пакера, отличающийся тем, что лифтовую колонну с пакером спускают до забоя скважины, закачивают в интервал перфорации углеводородную жидкость, например газоконденсат, приподнимают лифтовую колонну с пакером до кровли продуктивного пласта, перфорируют эксплуатационную колонну, очищают призабойную зону пласта методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу с повторением промывок в обратной последовательности, оставляют скважину на технологическую выстойку, воздействуют на призабойную зону пласта методом переменных давлений в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления, вымывая забойную пачку, в течение не менее двух циклов, вызывают приток пластового флюида из пласта, запакеровывают пакер, закачивают в затрубное пространство скважины надпакерную жидкость, а в интервал многолетнемерзлых пород незамерзающую жидкость, например газоконденсат, и отрабатывают скважину на факел, при этом время промывок в процессе очистки призабойной зоны пласта на каждом режиме не менее двух циклов, снижение давления производят ступенчато через 30-50 атмосфер, величину депрессии при вызове притока и отработки скважины на факел выбирают из условия

Р_пл>Р_заб0,7Р_пл,

где Р_пл, Р_заб - соответственно пластовое и забойное давления, МПа;

а перфорацию эксплуатационной колонны производят при соблюдении условия

Р_заб~Р_пл.

РИСУНКИ

Рисунок 1