Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение позволяет сократить время освоения скважины за счет того, что при открытой на устье скважины полости колонны НКТ в затрубное пространство попеременно нагнетают пачки газа и продавочной жидкости, причем перед закачкой пачки продавочной жидкости в затрубное пространство нагнетают загущенную жидкость в объеме 0,2 - 0,3 объема жидкости, а закачку пачек жидкости и газа ведут в равном скоростном режиме. 3 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2007551
Класс(ы) патента: E21B43/25
Номер заявки: 4914416/03
Дата подачи заявки: 25.02.1991
Дата публикации: 15.02.1994
Заявитель(и): Конструкторское бюро Производственного объединения "Саратовнефтегаз"
Автор(ы): Калинин В.Ф.; Матвеенко Л.М.
Патентообладатель(и): Конструкторское бюро Производственного объединения "Саратовнефтегаз"
Описание изобретения: Изобретение относится к горной промышленности, точнее к технологии освоения нефтяных, газовых и водяных скважин.
Известен способ освоения скважин, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со свабом на нижнем конце и поршневание скважины путем возвратно-поступательного перемещения колонны [1] .
Недостатком способа является низкая эффективность и нетехнологичность, особенно при освоении глубоких скважин.
Известен способ освоения скважин, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину на уровень фильтра и поочередное нагнетание в затрубное пространство пачек газа и продавочной жидкости при открытой затрубной задвижке [2] .
Недостатком способа является длительность времени освоения скважин в низкопроницаемых пластах с невысоким уровнем пластовой энергии. Это объясняется тем, что освоение производится при избыточном забойном давлении.
Целью изобретения является сокращение времени освоения скважин.
Указанная цель достигается тем, что в известном способе освоения скважин, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину на уровень фильтра и поочередное нагнетание в затрубное пространство пачек газа и продавочной жидкости при открытой трубной задвижке, предварительно колонну насосно-компрессорных труб, расположенных в интервале фильтра, перфорируют, а у верхних перфорационных отверстий устанавливают кольцевой элемент с образованием щели между ним и затрубным пространством, при этом перед закачкой пачки продавочной жидкости в затрубное пространство нагнетают загущенную жидкость в объеме 0,2-0,3 от объема пачки продавочной жидкости, а закачку пачек жидкости и газа ведут в равном скоростном режиме.
В основе способа лежат следующие физические принципы.
Вязкость газа на два-три порядка ниже вязкости жидкости, поэтому при наличии циркуляции в направлении из затрубного пространства в полость труб, в момент прохождения газовой пачки через щель между кольцевым элементом и обсадной колонной скорость газа резко возрастает, а также разгоняется нисходящий поток в кольцевом пространстве и восходящий поток в НКТ, приобретший значительную инерционность движения. Поэтому попавшая под кольцевой элемент пачка газа мгновенно и легко вытесняет в перфорированную часть НКТ жидкость из кольцевого пространства в полость этой части НКТ и следом попадает в эту же часть и всплывает в полости НКТ. Однако адекватного заполнения жидкостью высвободившегося объема в интервале расположения перфорированного конца колонны НКТ в зоне скважинного фильтра не происходит, что обусловлено значительно более высокой вязкостью продавочной и загущенной жидкостей, следующих за пачкой газа, а также сжимаемостью газожидкостного потока над кольцевым элементом. В результате поток под кольцевым элементом разрывается с получением разрежения, интенсифицирующего приток пластового флюида к скважине.
Выбор количества загущенной жидкости в объеме 0,2-0,3 от объема пачки продавочной жидкости обусловлен тем, что этого объема достаточно для получения установившегося нижнего значения замедленной скорости потока к окончанию периода прохождения загущенной жидкости через кольцевую щель.
Газожидкостной поток по инерции сжимается в период прохождения продавочной и загущенной жидкостей через щель, генерируя энергию упругого сжатия в тот же период, когда под кольцевым элементом происходит разрежение полости скважинного фильтра в интервале размещения перфорированного конца колонны НКТ. Эта энергия упругого сжатия высвобождается после прохождения загущенной жидкости через щель и поступления в щель вначале незагущенной пачки продавочной жидкости, а затем пачки газа и переходит в энергию ускорения потока. Вследствие этого скорость потока к моменту подхода следующей пачки газа к кольцевой щели вновь возрастает и затем резко увеличивается при прохождении газа через кольцевую щель с повторением по описанному механизму цикла разрежения в интервале скважинного фильтра.
При попеременном нагнетании в затрубное пространство пачек газа и жидкости реализуется пробковый режим течения, при котором в кольцевом пространстве движутся вниз последовательно кольцевые пробки газа и жидкости. При этом наиболее выгодным является такой режим закачки жидкости, при котором скорость движения пачек газа и жидкости одинакова, так как опережение газа жидкостью уменьшает эффективность процесса вследствие замедления поступления газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и оттягивания начала лифтирования жидкости в колонне НКТ, а также вследствие перемешивания газа с жидкостью.
Как видно, в отличие от известного способа, заявляемый способ обеспечивает цикличное создание разрежения в фильтровой зоне осваиваемой скважины, что особенно эффективно для вызова притока из низкопроницаемых, слабонапорных пластов. В результате ускоряется процесс освоения скважин и облегчается.
На фиг. 1 изображена схема осуществления способа, где обозначено: обсадная колонна скважины 1; продуктивный пласт 2; скважинный фильтр 3; колонна НКТ 4; перфорированный конец колонны НКТ 5; кольцевой элемент 6; пачка газа в кольцевом (затрубном) пространстве 7; тонкие слои жидкости под внутренней и наружной цилиндрической поверхностью пачек газа 8 и 9; пачка продавочной жидкости в затрубном (кольцевом) пространстве 10; загущенная жидкость на нижней границе с пачкой газа - 11; манометр 12; газокомпрессор 13; обратный клапан 14; насосный агрегат 15; емкость с продавочной жидкостью 16; емкость с загущенной жидкостью 17; на фиг. 2 - зависимость скорости движения воздушной пробки от скорости движения воды в нисходящем потоке для системы вода-воздух при пробковом режиме течения; на фиг. 3 - зависимость вязкости водного раствора карбоксиметилцеллюлозы 2,5% -ной концентрации от температуры.
Способ осуществляют следующим образом.
В обсадную колонну скважины 1, вскрывавшей продуктивный пласт 2 в интервале скважинного фильтра 3, опускают колонну НКТ 4 с перфорированным низким концом 5, допускаемым в интервал скважинного фильтра и кольцевым элементом 6, установленным непосредственно над верхними перфорационными отверстиями. Пачки газа 7 закачивают в затрубное пространство с помощью газокомпрессора 13 через обратный клапан 14 до достижения предельного давления на компрессоре. Пачки газа 7 скользят по подстилающим слоям жидкости 8 и 9 в процессе проталкивания пачками продавочной 10 и загущенной 11 жидкостей. Закачку жидкости производят с помощью насосного агрегата 15, который забирает продавочную жидкость из емкости 16, а загущенную жидкость - из емкости 17. Давление контролируют с помощью манометра 12. Отбор флюидов производят через выкид колонны НКТ. В процессе нагнетания флюидов создается циркуляция в направлении из затрубного пространства в полость колонны НКТ 4 и циркуляционный поток приобретает инерцию движения, причем закачку жидкости ведут в режиме равенства скоростей пачек жидкости 10 и газа 7, скользящего по подстилающим пограничным слоям жидкости 8 и 9 на наружной поверхности НКТ 4 и внутренней поверхности обсадной колонны 1. При этом в период прохождения жидкости через щель, образованную кольцевым элементом 6 и обсадной колонной скважины 1, гидросопротивления в щели на 2-3 порядка выше, чем при прохождении через щель пачки газа 7 вследствие разницы такого же порядка в их вязкостях. Поэтому при прохождении газовой пачки 7 сквозь упомянутую щель скорость ее и потока непосредственно над газовой пачкой сильно увеличивается. Газовая пачка резко внедряется в кольцевое пространство между перфорированным концом 5 колонны НКТ и скважинным фильтром, вытесняет жидкость в полость НКТ и по инерции и под действием перепада давления поступает внутрь перфорированного конца НКТ с последующим быстрым подъемом в ее полости вместе с разогнанным потоком и под действием силы всплытия. В этот момент к щели подходит загущенная жидкость 10 и скорость в щели резко замедляется, поток под кольцевым элементом разрывается. В результате разрыва потока на длине перфорированного конца НКТ 5 в интервале скважинного фильтра 3 возникает разрежение, стимулирующее приток флюидов из пласта 2 в скважину. Глубокое разрежение продолжается в течение периода прохождения сквозь щель загущенной части 11 пачки жидкости 10 и начинает исчезать с началом прохождения через щель незагущенной пачки продавочной жидкости 10. При этом вновь происходит разгон потока вследствие существенной разницы в вязкостях загущенной и незагущенной жидкостей, а также вследствие перехода упругой энергии сжатого по инерции газожидкостного потока в энергию последующего его разгона после прохождения через щель загущенной жидкости. Далее при прохождении сквозь щель газовой пачки поток еще более разгоняется и описанный механизм возникновения разрыва скоростей и разрежения повторяется. Процесс продолжают до получения удовлетворительного дебита пластового флюида.
П р и м е р. Скважина вскрывает продуктивный нефтяной пласт в интервале 800-700 м. Скважинный фильтр в интервале 750-800 м. Пластовое давление равно 30 МПа, средняя температура в интервале вскрытия пласта 75оС. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1120 кг/м3. Обсадная колонна наружным диаметром 139,7 мм и внутренним диаметром 121,3 мм. В обсадную колонну спущена колонна НКТ с наружным диаметром 60,3 мм. Длина неперфорированной части колонны - до верхних дыр скважинного фильтра, т. е. 2750 м, длина перфорированного конца НКТ 25 м, перфорированный конец расположен в зоне скважинного фильтра в интервале 2750-2775 м. Между перфорированной и неперфорированной частями колонны НКТ на глубине около 2500 м на наружной поверхности НКТ установлен кольцевой элемент диаметром 90 мм с образованием кольцевой щели шириной 15 мм между элементом и обсадной колонной. Для нагнетания газообразного агента используют передвижную компрессорную установку УКП-80 с подачей 8 м3/мин и максимальным давлением 8 МПа. Для нагнетания продавочной жидкости используют агрегат 4АН-700. В качестве газообразного агента используют воздух, в качестве продавочной жидкости - воду, а в качестве загустителя - карбоксиметилцеллюлозу.
По кривой, приведенной на фиг. 2, определяем, что в нисходящем потоке системы воздух-вода при пробковом режиме течения, скорости воды и воздуха одинаковы при скорости потока 1,22 м/с. Эта скорость закачки воды соответствует расходу насосного агрегата, деленному на площадь кольцевого пространства, которая для рассматриваемого примера составляет 0,0108 м2. Тогда расход насосного агрегата должен составлять не меньше 1,22х0,0108= 0,0132 м3/с. Этот расход соответствует работе агрегата 4АН-700 на IV передаче при диаметре плунжера 100 мм, при этом предельным давлением нагнетания агрегата является величина 30,7 МПа, что приемлемо, т. к. значительно превышает максимальное давление компрессорной установки УКП-80, равное 8 МПа. По кривой, приведенной на фиг. 3, определяем, что при температуре 75оС, т. е. в зоне расположения кольцевого элемента, где идет течение через щель, вязкость водного раствора карбоксиметилцеллюлозы составляет 8 мПа ˙с. Вязкость воды при этой же температуре равна 0,382 мПа˙ с, а вязкость воздуха при температуре 75оС и заданном гидростатическом давлении 30 МПа составляет 0,028 мПа ˙с.
Плотность воздуха при данных условиях 304 кг/м3. Нагнетание в затрубное пространство пачки воздуха производят до максимального давления компрессора, затем закачивают пачку воды и водный раствор карбоксиметилцеллюлозы до понижения давления ниже упомянутого максимального давления компрессора, и вновь переходят на закачку пачки воздуха. Высота пачки воды в затрубном пространстве имеет порядок 102 м, высоту пачки водного раствора карбоксиметилцеллюлозы принимают 0,2-0,3 от высоты пачки воды. Процесс продолжают до вызова притока в скважину пластового флюида. (56) Авторское свидетельство СССР N 881301, кл. Е 21 В 43/00, 1978.
Авторское свидетельство СССР N 872732, кл. Е 21 В 43/25, 1979.
Формула изобретения: СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину на уровень фильтра и поочередное нагнетание в затрубное пространство пачек газа и продавочной жидкости при открытой трубной задвижке, отличающийся тем, что, с целью сокращения времени освоения скважин, предварительно колонну насосно-компрессорных труб, расположенных в интервале фильтра, перфорируют, а у верхних перфорационных отверстий устанавливают кольцевой элемент с образованием щели между ним и затрубным пространством, при этом перед закачкой пачки продавочной жидкости в затрубное пространство нагнетают загущенную жидкость в объеме 0,2 - 0,3 объема жидкости, а закачку пачек жидкости и газа ведут в равном скоростном режиме.