RU2235195C1 - Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Обеспечивает сокращение продолжительности работ по очистке скважины, повышение качества вторичного вскрытия пластов, повышение продуктивности скважины и уменьшение потерь газа при освоении и отработке скважины, а также ускорение вывода скважины на оптимальный технологический режим работы. Сущность изобретения: способ включает спуск насосно-компрессорных труб до искусственного забоя, перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия пласта, или газовый конденсат, установку воронки НКТ на 10 метров 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 нижние 5-10 метров интервала перфорации. Вызывают приток газа. Производят отработку скважины до полного выноса техногенных жидкостей из скважины газом и очистки призабойной зоны пласта. После этого перфорируют оставшуюся верхнюю часть продуктивного пласта при равновесии в газовой среде с последующей кратковременной отработкой и проведением полного комплекса газодинамических исследований.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин.

Опыт строительства газовых скважин на сеноманские отложения севера Тюменской области предусматривает вторичное вскрытие продуктивных пластов скважин на растворе хлористого кальция или утяжеленном буровом растворе кумулятивными перфораторами ПКС-80 или ПР-54 двойной плотностью с длиной вскрытия интервала 65 метров.

Однако после освоения нескольких эксплуатационных газовых скважин, предназначенных для контроля процесса отработки газоносных пропластков всего продуктивного разреза скважины методами геофизических исследований, в которых воронка насосно-компрессорных труб - НКТ установлена выше кровли продуктивного пласта, выявлено, что в работу вовлекаются в среднем до 43 метров перфорированной мощности (скв. 1156). Нижняя часть обсадной колонны в этих скважинах заполнена раствором хлористого кальция или утяжеленным буровым раствором, на котором производилось первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин с применением депрессии (см., например, авторское свидетельство СССР №1572084, 20.11.1996).

Недостатком известного способа является низкое качество вторичного вскрытия продуктивных пластов и большая длительность работ.

Техническим результатом изобретения является сокращение продолжительности работ по очистке скважины, повышение качества вторичного вскрытия пластов, повышение ее продуктивности и уменьшение потерь газа при освоении и отработке скважин, а также ускорение вывода скважин на оптимальный технологический режим работы.

Необходимый технический результат достигается тем, что вторичное вскрытие продуктивных пластов газовых скважин включает спуск насосно-компрессорных труб - НКТ до искусственного забоя, перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия пласта, установку воронки НКТ на 10 метров 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 нижние 5-10 метров интервала 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.

Этот способ вскрытия продуктивного пласта позволяет более качественно вскрывать продуктивные пласты перфорацией. При этом исключают попадание жидкости вторичного вскрытия в газоносные пропластки, происходит ускоренный и более полный вынос фильтрата бурового раствора из скважины сразу при освоении скважины и ускоренная очистка призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации. Эта технология позволит снизить расход перфораторов, обеспечить более равномерную отработку продуктивного интервала, увеличить продуктивность скважины и уменьшить депрессию на пласт.

В качестве примера приведем результаты работ по вскрытию продуктивного пласта в скважине 1171 Заполярного ГНКМ. Первоначально вскрыли 19 метров пласта в интервале 1308-1327 м в газоконденсатной среде. Вызвали приток газа для удаления жидкости из ствола скважины и очистки призабойной зоны пласта и затем вскрыли весь продуктивный пласт в интервале 1156-1308 метров одинарной плотностью и окончательно освоили скважину. По результатам исследований установлено, что в скважине отсутствует жидкость, температура газа на устье скважины поднялась до 16°С, а депрессия на пласт уменьшилась до 0.2 атм при средней депрессии 2 атм по соседним скважинам залежи.

Для сравнения в соседней скважине 1156 перфорировали интервал 1177-1316 метров на утяжеленном буровом растворе.

Уровень жидкости в скважине при газодинамических исследованиях отбит на глубине 1220 метров. Нижние 96 метров пласта оказались перекрыты жидкостью вторичного вскрытия пласта и не работают. Температура газа на устье не поднялась выше 12-13°С, а депрессия на пласт составила 2.6-3.5 атм. Только после удаления жидкости из скважины при помощи тюбинговой установки и длительной отработки скважины удалось вывести ее на относительно безгидратный режим работы, поднять температуру газа на устье скважины до 13°С. При этом депрессия на пласт уменьшилась до 1.5-1.9 атм.

Claims (1)

1. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин, включающий спуск насосно-компрессорных труб – НКТ до искусственного забоя, перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия пласта, установку воронки НКТ на 10 м 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 нижние 5-10 м интервала 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.