ТЕРМОБАРОХИМИЧЕСКИЙ СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА Российский патент 2003 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтегазовому комплексу, конкретно к способам воздействия на продуктивный пласт температурой, давлением и реагентами, и может быть использовано при освоении скважин после бурения, восстановления дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин, находящихся в эксплуатации, но снизивших фильтрационные характеристики по причине закупоривания призабойной зоны пласта различными кольматирующими веществами: остатками бурового раствора, асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), продуктами коррозии, коллоидными частицами сульфида железа и т.п.

Известен способ воздействия на призабойную зону пласта, включающий создание циркуляции жидкости через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с выходом через межтрубное пространство на дневную поверхность, циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в НКТ на глубину, обеспечиваемую возможностью компрессора, продавливание их вниз жидкостью (водой) давлением насоса, превышающим давлением компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта путем выталкивания воздушных столбов (пробок) из колонны НКТ в межтрубное пространство. При этом циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок и их продавливание водой повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства. (RU 2085720, кл. Е 21 В 43/25, 1997)
Недостатком данного способа является использование воздуха для создания депрессии на пласт, что может привести к образованию в скважине взрывоопасной смеси.

Известен также способ очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений (А. С. СССР 1810496, кл. Е 21 В 37/06, 1993), принятый за прототип, в соответствии с которым в скважину циклически нагнетают в трубное или затрубное пространство углеводородный газ, который перед нагнетанием нагревают. Процесс нагнетания углеводородного газа и снижения давления осуществляют в пульсирующем режиме с периодическими остановками. После завершения процесса снижения давления колонну подъемных труб и затрубное пространство сообщают с атмосферой до окончания процесса удаления из скважины шламовых отложений. При этом нагнетание и повышение температуры углеводородного газа осуществляют путем его эжектирования паром или нагретой жидкостью (водой) высокого давления, а резкое снижение давления в колонне подъемных труб и в затрубном пространстве осуществляют поочередно.

Недостатком способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны от шламовых отложений, т.к. без специальных углеводородных растворителей и поверхностно-активных веществ АСПО при нагревании в воде лишь разжижаются, и из них, вместе с тяжелыми неорганическими шламовыми частицами, образуются трудно удаляемые из скважины липкие, мазеобразные пробки. Кроме того, подача к обрабатываемой скважине углеводородного газа требует больших материальных затрат и не всегда может быть осуществлена на практике.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны пласта, который, наряду со смесью водных растворов ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот и поверхностно-активного вещества, дополнительно содержит в эмульгированном виде эффективный растворитель АСПО (RU 2131972, кл. Е 21 В 43/ 27,1999).

Недостатком данного состава является снижение его пептизирующей и растворяющей способности по отношению к АСПО и другим неорганическим отложениям с понижением в обрабатываемой скважине температуры в призабойной зоне.

Наиболее близким к заявляемому является способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий нагнетание в скважину водяного пара с растворителем АСПО (RU 2001247, 1993).

Недостаток способа - низкая эффективность очистки призабойной зоны от неорганических отложений.

Предлагаемый термобарохимический способ воздействия на призабойную зону пласта лишен указанных недостатков.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе водяной пар нагнетают в трубное или затрубное пространство скважины через эжектор на глубину, обеспечиваемую возможностями применяемого парогенератора, сжимают и далее продавливают на забой скважины задавочной жидкостью давлением насоса, превышающим давление, развиваемое парогенератором, с последующим снижением давления в призабойной зоне пласта, при этом процесс нагнетания пара в скважину одновременно сопровождают эжектированием паром растворителя в виде летучего углеводорода, например, газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), имеющих температуру кипения в пределах 35-50^oС, а в качестве задавочной жидкости используют кислотный поверхностно-активный состав, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества, воды, эффективного растворителя АСПО в эмульгированном виде при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на НСl) - 5,0-23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0-10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0
Растворитель АСПО - 5,0-25,0
Вода - Остальное
где в качестве растворителя АСПО применяют углеводороды ароматического ряда, например толуол-ксилольную фракцию.

Высокая эффективность предлагаемого способа воздействия на призабойную зону пласта связана с теми обстоятельствами, что при совместном нагнетании в скважину пара и легколетучего углеводородного растворителя, в результате перехода последнего в газообразное состояние, резко возрастает объем нагнетаемой парогазовой фазы и повышается давление нагнетания (репрессия на пласт), которое, после того как будут исчерпаны возможности ППУ, дополнительно поддерживают до определенного значения, необходимого для сжатия парогазовой фазы в упругую пробку и ее проталкивания на забой скважины задавочной жидкостью под давлением высоконапорного насосного агрегата. Поэтому, в отличие от известного способа-прототипа, в предлагаемом способе отпадает необходимость в какой-либо дополнительной подаче с паром углеводородного газа, а замещение после проталкивания парогазовой пробки в призабойной зоне холодной скважинной жидкости на вышеуказанный горячий кислотный поверхностно-активный состав при одновременном создании депрессии на пласт резко ускоряет пептизацию и очистку пласта как от АСПО, так и прочих неорганических отложений.

На практике возможны два варианта реализации предлагаемого способа воздействия на призабойную зону обрабатываемой скважины: путем нагнетания пара и легколетучего углеводородного растворителя через НКТ и вывод шламовых загрязнений из скважины через межтрубное пространство и, наоборот, путем нагнетания пара и легколетучего углеводородного растворителя через межтрубное пространство и удаления шламовых отложений через НКТ. Первый вариант обработки все же более предпочтителен, т.к. при этом варианте исключается вероятность попадания шламовых загрязнений в НКТ и сборный коллектор.

В качестве примера на чертеже показана одна из возможных схем реализации предлагаемого способа, где: 1 - обсадная колонна с 2 - интервалом перфорации продуктивного пласта, 3 - затрубное пространство, 4 - трубопровод, 5 - задвижка, 6 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 7 - выкидная линия, 8 - паропровод, 9 - задвижка, 10 - эжектор, 11 - обратный клапан, 12 - датчик давления, 13 - парогенерирующая установка (ППУ), 14 - трубопровод, 15 - задвижка, 16 - емкость с легколетучим углеводородным растворителем, 17 - трубопровод, 18 - задвижка, 19 - насосный агрегат высокого давления, 20 - трубопровод, 21 - емкость с задавочной жидкость, 22 и 23 датчики давления, 24 - задвижка.

По схеме, приведенной на чертеже, предлагаемый способ реализуется следующим образом.

При закрытых задвижках 15, 18 и 24 и открытых задвижках 5 и 9 по паропроводу 8 в обрабатываемую скважину по НКТ нагнетают пар.

В начальный момент основной объем нагнетаемого в охлажденную скважину пара конденсируется, отдавая тепло на нагрев НКТ и верхний слой скважинной жидкости, находящейся в НКТ. При этом скважинная жидкость из межтрубного пространства по трубопроводу 4 при открытой задвижке 5 в емкость улавливания продуктов очистки (не показана) практически не поступает.

В дальнейшем, с повышением температуры нагрева НКТ, процесс конденсации пара замедляется, и неконденсируемая парообразная фаза в НКТ под давлением нагнетания, развиваемым парогенератором, начинает постепенно сжиматься, что проявляется в увеличенном выходе скважинной жидкости из межтрубного пространства по трубопроводу 4 и в увеличении разности показаний давления на датчиках 23 и 22. После чего задвижку 5 на трубопроводе 4 закрывают, открывают задвижку 15, и из емкости 16 по трубопроводу 14 подают в камеру низкого давления эжектора 10 легколетучий углеводородный растворитель, например широкую фракцию легких углеводородов ШФЛУ.

Как показывают расчеты, для того чтобы заполнить весь объем НКТ углеводородным газом, образующимся при испарении ШФЛУ (даже при самом большом внутреннем диаметре НКТ, равным 100 мм, и длине НКТ, равной 2000 м) достаточно эжектировать в паропровод около 300 л ШФЛУ.

Образуемый в НКТ из ШФЛУ углеводородный газовый столб оказывает большее сопротивление его сжатию и проталкиванию вниз к башмаку НКТ, чем нагнетание одной паровой фазой. Поэтому давление нагнетания, регистрируемое на устье скважины датчиком 23, будет возрастать быстрее, чем повышение давления, показываемое датчиком 12, установленном на линии после парогенератора 13 перед обратным клапаном 11. Это, в свою очередь, ведет к снижению скорости подачи пара на эжектор 10 и, как следствие, к снижению поступления объема ШФЛУ на эжектор 10.

При выравнивании показаний давлений на датчиках 12 и 23 эжектирование ШФЛУ паром прекращается.

При достижении такого состояния задвижки 9 и 15 закрывают, а по трубопроводу 17 при открытой задвижке 18 с помощью высоконапорного агрегата 19 в скважину под давлением, превышающим максимальное давление, развиваемое парогенератором, закачивают задавочную жидкость, поступающую в агрегат по трубопроводу 20 из емкости 21.

При этом, чтобы исключить всплывание в продавочной жидкости газовых пузырей, расход закачиваемой продавочной жидкости в НКТ должен быть в пределах 350-400 л/мин. Из серийно выпускаемого оборудования для данной цели можно использовать насосные агрегаты типа АН-700 или ЦА-320.

При закачке в НКТ задавочной жидкости под давлением, превышающим давление нагнетания ППУ, находящийся в НКТ столб парогазовой смеси сжимается, как пружина, и в виде упругой газовой пробки проталкивается вниз до башмака НКТ.

В тот момент, когда сжатая парогазовая пробка начинает выталкиваться из НКТ в межтрубное пространство, давление нагнетания (репрессия на пласт), фиксируемое датчиком давления 23, достигает максимального значения. В этот момент задвижку 18 закрывают и открывают задвижку 5, сбрасывая тем самым давление нагнетания в межтрубном пространстве.

При этом сжатая как пружина парогазовая пробка при выталкивании из НКТ в межтрубное пространство быстро растягивается и разрывается на множество парогазовых пузырей различной величины, которые за счет пульсации пузырей при их всплытии ("расширение-сжатие") приводят к тому, что повышение депрессии на призабойную зону пласта идет в переменном импульсно-вибрационном режиме в среде горячего ПАВ-кислотного состава. Все это способствует расплавлению, интенсивной пептизации и растворению АСПО и прочих шламовых загрязнений, а также энергичному и нестационарному отсосу из пласта различных кольматирующих частиц (глины, продуктов коррозии, сульфида железа и т.п.).

При вытеснении продавочной жидкостью из НКТ в межтрубное пространство парогазовой фазы депрессия на пласт достигает максимального значения, и некоторый промежуток времени, зависящий от объема вытесняемой парогазовой фазы, поддерживается на одном уровне. При этом в призабойной зоне холодная скважинная жидкость замещается на горячую задавочную жидкость, а парогазовые пузыри, вынося из призабойной зоны вместе со скважинной жидкостью различные шламовые загрязнения, выводятся через межтрубное пространство и по трубопроводу 4 сбрасываются в специально отведенную емкость (не показана). Снижение депрессии на пласт продолжается до тех пор, пока не завершится дополнительное термохимическое воздействие на призабойную зону пласта горячим ПАВ-кислотным составом и не выровняются давления в НКТ и затрубном пространстве, фиксируемые датчиками 22 и 23. После чего, если в этом есть необходимость, цикл нагнетания в скважину пара с одновременной эжекционой подачей легколетучего углеводородного растворителя, например ШФЛУ, с последующим сжатием и продавливанием парогазовой пробки к забою скважины продавочной жидкостью с помощью насоса высокого давления, может быть повторен.

Однако, как показали испытания предлагаемого термобарохимического способа воздействия на призабойную зону пласта (с применением парогенерирующей установки ППУ 1600-100, агрегата ЦА-320 и расходах на обработку одной скважины ШФЛУ в пределах 300-350 л и задавочной жидкости в пределах 4,5 - 5,0 м³), уже после первого цикла обработки происходит не только очистка призабойной зоны от шламовых загрязнений и восстановление фильтрационных характеристик пласта, но, в ряде случаев, имеет место даже улучшение их первоначальных значений.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано при освоении нефтяных скважин и при восстановлении дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В трубное или затрубное пространство скважины нагнетают через эжектор водяной пар на глубину, обеспечиваемую возможностями применяемого парогенератора. С паром в скважину эжектируют легколетучий углеводородный растворитель. Парогазовую фазу сжимают и продавливают на забой скважины задавочной жидкостью давлением насоса, превышающим давление, развиваемое парогенератором. В качестве легколетучего углеводородного растворителя применяют газовый конденсат, ШФЛУ, имеющие температуру кипения 35-50^oС. В качестве задавочной жидкости используют кислотный поверхностно-активный состав, содержащий, мас.%: соляная (5-23), фтористо-водородная (2-10) кислоты, неионогенное ПАВ (1-5), растворитель АСПО, например толуол-ксилольная фракция (5-25), вода - остальное. Повышается эффективность очистки призабойной зоны от шлаковых отложений. 1 ил.

Термобарохимический способ воздействия на призабойную зону пласта, включающий нагнетание в скважину водяного пара одновременно с растворителем, отличающийся тем, что водяной пар нагнетают в трубное или затрубное пространство скважины через эжектор на глубину, обеспечиваемую возможностями применяемого парогенератора, сжимают и далее продавливают на забой скважины задавочной жидкостью давлением насоса, превышающим давление, развиваемое парогенератором с последующим снижением давления в призабойной зоне пласта, процесс нагнетания пара в скважину одновременно сопровождают эжектированием паром растворителя в виде летучего углеводорода, например газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов ШФЛУ, имеющего температуру кипения в пределах 35-50^oС, при этом в качестве задавочной жидкости используют кислотный поверхностно-активный состав, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества, воды, эффективного растворителя АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) в эмульгированном виде при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
а в качестве растворителя применяют фракцию ароматических углеводородов, например толуолксилольную фракцию.