СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, а также для освоения скважин после бурения.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) путем создания депрессии на призабойную зону нагнетанием воздуха в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами и последующим подавлением воздуха водным раствором поверхностно-активных веществ (ПАВ) с изолированием межтрубного пространства при помощи пакерующего элемента (А.с. №426029 СССР, E 21 B 43/22, 1972).

Недостатком этого способа является низкое качество очистки и сложность реализации, связанная с обеспечением герметичности межтрубного пространства пакерующим элементом, что существенно снижает его эффективность.

Известен также способ очистки призабойной зоны пласта путем создания депрессии нагнетанием воздуха в межтрубное пространство и последующим подавлением его жидкостью, разрежением давления в межтрубном пространстве (Аллахвердиев Р.А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - №3. - 1985. - с.10-12).

Недостатком способа является низкая эффективность очистки ПЗП, связанная с тем, что при быстрой разрядке давления в межтрубном пространстве происходит бурное выделение газа из нефтяного пласта, что приводит к закупориванию пор пород ПЗП.

Наиболее близким по технической сущности является способ освоения нефтяных скважин, включающий нагнетание воздуха в пространство между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, продувку его жидкостью и сброс давления в межтрубном пространстве, причем сброс давления осуществляют плавно со скоростью 2-2,5 МПа/ч, а по окончании процесса сброса производят гидравлический удар на забой скважины вращающимся потоком падающей жидкости из насосно-компрессорных труб жидкости, а продуктивные пласты представлены слабоцементированными породами (патент №1682540 RU, E 21 B 43/25, 1993).

Недостаток этого способа заключается в том, что при нагнетании воздуха в пространство между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной колонной при наличии в ней углеводородной среды повышается взрыво- и пожароопасность.

Кроме того, в процессе очистки скважины происходит резкое падение давления в НКТ и ПЗП и выброс воздуха и жидкости из НКТ, в результате чего возможно возникновение аварийной ситуации. Дополнительный недостаток способа - отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.

Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в устранении опасности возникновения аварийной ситуации и повышении успешности обработки скважин.

Технический результат, реализуемый при использовании этого изобретения - повышение пожарной и взрывобезопасности и повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта.

Указанный технический результат при осуществлении предлагаемого изобретения достигается тем, что способ очистки призабойной зоны пласта, включающий создание установкой для нагнетания продавочной жидкости и газов газовой подушки нагнетанием газа в межтрубное пространство, последующее нагнетание продавочной жидкости с вытеснением жидкости из межтрубного пространства по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в емкость или амбар, сброс давления из межтрубного пространства до атмосферного и воздействие гидравлическим ударом на забой скважины вращающимся потоком жидкости из НКТ по окончании процесса сброса давления, в качестве газа используют смесь воздуха и выхлопных газов в соотношении не более 2:3 с созданием газовой подушки давлением, обеспечивающим избежание попадания газа в НКТ, а объем продавочной жидкости определяют по формуле:

V_пж=0,785· (d21

-d22)· (Н_нкт-H_го-H_кз)· 10^-6,

где d₁ - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

d₂ - наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), мм;

Н_нкт - глубина спуска НКТ в скважину, м;

H_го - высота газовой подушки в межтрубном пространстве, м;

Н_го=К· Р_го,

К - гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости и газа (К=100 м/МПа), м/МПа;

P_го - конечное давление газовой подушки, МПа;

Н_кз - высота межтрубного пространства, необходимая для критического запаса при продавливании газа жидкостью (Н_кз≥_{50 м).}

Определение объема продавочной жидкости необходимо для того, чтобы избежать попадания газа в НКТ при очистки ПЗП.

Соотношение воздуха и выхлопных газов выбирают не более 2:3, по объему, для того чтобы устранить воспламенение нефтяного газа при закачке смеси в межтрубное пространство.

До нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубное пространство выполняют кислотную обработку ПЗП. Особенность кислотной обработки заключается в том, что для уменьшения скорости реагирования при соляно-кислотной обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и добывающих скважин в соляную кислоту добавляют поверхностно-активные вещества нефтенол ВВД, гидрофобизатор ИВВ. Это позволяет согласовать во времени процесс химического воздействия и депрессионной очистки ПЗП и исключить вторичное загрязнение ПЗП.

Сущность изобретения заключается в том, что в качестве смеси воздуха и выхлопных газов в газовой подушке межтрубного пространства используют пожаро- и взрывобезопасную смесь в условиях углеводородной среды. Для этого используют смесь воздуха и выхлопных газов двигателя внутреннего сгорания - основного элемента установки нагнетания в межтрубное пространство. Соотношение объемов воздуха и выхлопных газов, принимаемое не более 2:3, обеспечивает содержание кислорода в смеси газов не более 8,4% и пожаро- и взрывобезопасность (Левин А.М. Принципы рационального сжигания газа. Л.: Недра, 1977. - с.30-33).

Кроме того, уменьшается опасность аварии путем учета (допустимого) объема продавочной жидкости, зависящего от параметров скважинного оборудования и газовой подушки.

На фиг.1 приведена схема реализации способа; на фиг.2 - вариант блок-схемы устройства для получения взрывобезопасного газа.

Схема реализации (фиг.1 и фиг.2) включает обсадную колонну 1, насосно-компрессорную трубу 2, соединительную трубу 3, задвижки 4-9, трубопроводы 10-12, установку для нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов и воды 13, соединенную через трубы 11, 12 и 3, задвижки 5, 6 и 7 с межтрубным пространством 14. Выход установки 13 соединен также через охладитель 15 выхлопных газов, расходомер газов 16 с входом эжектора 17, второй вход которого соединен через задвижку 18 и расходомер воздуха 19 с атмосферным воздухом. Выход эжектора 17 соединен с входом установки 13, второй вход которой соединен через расходомер воды 20 с емкостью 21 для воды. В качестве установки для нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов и воды 13 в межтрубное пространство 14 могут быть использованы насосно-эжекторные, компрессорные, газобустерные установки, например, самоходные установки типа УНГ 8/15, которые обеспечивают требуемые параметры газожидкостной смеси по давлению и производительности.

Соединительная труба 3 снабжена манометром 22. Обсадная колонна 1 соединена с ПЗП и пластом 23 через перфорационные отверстия 24. Вращатель потока 25 обеспечивает вращение падающего по НКТ потока жидкости для дополнительной очистки забоя.

Способ реализуется следующим образом. До нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубное пространство 14 выполняют кислотную обработку (схема кислотной обработки на чертежах не показана). Особенность кислотной обработки заключается в том, что для уменьшения скорости реагирования при солянокислотной обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и добывающих скважин в кислоту добавляют ПАВ нефтенол ВВД, (0,4-1,0%), гидрофобизатор ИВВ-1 (0,1-0,5%), при этом соляная кислота концентрацией - 12,0-24,0 мас.% - 98,5-99,5%. Это позволяет согласовать во времени процесс химического воздействия и депрессионной очистки ПЗП и исключить вторичное загрязнение ПЗП.

После кислотной обработки ПЗП установкой 13 в межтрубном пространстве 14 создают газовую подушку из смеси воздуха и выхлопных газов давлением 8-10 МПа. Смесь воздуха и выхлопных газов получают при включении двигателя внутреннего сгорания (на чертеже не показано) установки 13, выхлопные газы при этом проходят через охладитель 15, расходомер 16 и эжектор 17, в последнем образуется вакуум, вызывающий приток воздуха через расходомер 19. Зная расход выхлопных газов и требуемое соотношение воздуха и газов, при помощи задвижки 18 устанавливают допустимый расход воздуха. При соотношении расходов воздуха и смеси газов 2:3 и менее содержание кислорода в смеси не превышает 8,4% и смесь является безопасной по условиям воспламенения углеводородной среды. При нагнетании смеси газов задвижки 6, 7 и 9 открыты, а задвижки 4, 5 и 8 закрыты. Вытесняемую смесью воздуха и выхлопных газов жидкость из межтрубного пространства 14 по НКТ через задвижку 9 подают в емкость или амбар (на чертеже не показано). После повышения давления смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубном пространстве 14 до требуемой величины (например, до 10 МПа) задвижку 6 закрывают, а установку 13 переводят после открытия задвижки 5 на насосный режим, т.е. нагнетание жидкости в затрубное пространство. Объем продавочной жидкости V_пж определяется по предложенной формуле. Так, при Р_го=10 МПа, Н_кз=50 м, d₁=130 мм и d₂=73 мм, V_пж=8,6 м³. При этом задвижки 4, 6 и 8 закрыты, а 5 и 9 открыты. Столько же жидкости (а именно - 8,6 м³) вытесняется из НКТ.

После этого сбрасывают жидкость из затрубного пространства 14 через трубопровод 10 в резервуар (на чертеже не показано). Задвижкой 7 регулируют скорость падения давления в пределах 2-2,5 МПа/ч. Изменение давления контролируют манометром 22. При этом задвижка 4 открыта, а задвижки 5, 6, 8 и 9 закрыты.

Излив смеси воздуха и выхлопных газов проводится постепенно со скоростью падения давления в пределах 2-2,5 МПа/ч. Регулирование осуществляется задвижкой 4. При этом обеспечивается плавность увеличения депрессии на пласт 23 и падения давления в ПЗП. По мере сброса воздуха скважина наполняется продуктами загрязнения, отходами химической реакции и ПЗП очищается пластовой жидкостью.

После разрежения межтрубного пространства до атмосферного давления производят дополнительное дренирование пласта 23 и очистку забоя: открывают задвижку 9 и столб жидкости в НКТ 2 падает на забой скважины. Импульсное воздействие, возникающее в результате падения жидкости из НКТ на забой, приводит к раскрытию старых и образованию новых микротрещин, разрушению отложений на перфорационных отверстиях 24 обсадной колонны 1 без нарушения технического состояния скважины. Вращающийся поток увлекает за собой шлам из перфорационных отверстий.

Сразу после выполнения последней операции приступают к повторению всех операций, т.е. выполнению второго цикла. Циклы повторяют 3-4 раза. При появлении нефти ее направляют в коллектор путем открытия задвижки 8. Работы прекращают, если давление нагнетания смеси газов не превышает 5 МПа.

Пример 1. Определение объема продавочной жидкости.

Исходные данные: глубина спуска НКТ в скважину Н_нкт=1600 м, уровень жидкости в затрубном пространстве Н_ж=0 м, конечное давление газовой подушки Р_го=10 МПа, гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости К=100 м/МПа, высота межтрубного пространства, необходимая для критического запаса Н_кз=50 м, внутренний диаметр обсадной колонны d₁=130 мм, наружный диаметр НКТ d₂=73 мм. Высота газовой подушки равна Н_го=100· 10=1000 м. Объем продавочной жидкости равен

V_пж=0,785· (130²-73²)· (1600-1000-50)· 10^-6=5 м³

Объемы продавочной жидкости для возможных параметров технологического процесса приведены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты расчетов объема продавочной жидкости для разных скважинН_нкт, мP_го, МПаН_го, мН_ж, мV_пж, м³1200880003,18   400-   600- 10100001,36   400-   600-1600880006,81   4003,18   6001,36 10100005,0   4001,36   600-20008800010,44   4006,81   6005,0 10100008,63   4005,0   6003,18Примечание: При всех вариантах расчета d₁=130 мм, d₂=73 мм.

Пример 2. При проведении солянокислотных обработок скважин на месторождениях Западной Сибири коэффициент успешности составляет, в среднем, 51%. Коэффициент успешности депрессионной обработки в этих же условиях не превышает 71%. При проведении на опытных участках совместной солянокислотной и депрессионной обработки по заявленному способу коэффициент успешности возрастает, в среднем, до 80%.

Таким образом, проведение предварительной кислотной обработки, использование взрыво- и пожаробезопасной смеси газов в условиях углеводородных сред, закачка в затрубное пространство допустимого объема жидкости позволяют существенно (в 1,5-2,0 раза) повысить эффективность очистки ПЗП, увеличить на 10-20% коэффициент успешности обработок, уменьшить опасность аварии при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, и освоения скважин. При осуществлении способа создают газовую подушку нагнетанием газа в межтрубное пространство. Далее нагнетают продавочную жидкость с вытеснением жидкости из межтрубного пространства по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в емкость или амбар, сбрасывают давление из межтрубного пространства до атмосферного и воздействуют гидравлическим ударом на забой скважины вращающимся потоком жидкости из НКТ. Подушка создается установкой для нагнетания продавочной жидкости и газов. В качестве газа используют смесь воздуха и выхлопных газов в соотношении не более 2:3. Давление подушки обеспечивает избежание попадания газа в НКТ. Объем продавочной жидкости определяют по формуле: V_пж=0,785·(d21

-d22)·(Н_НКТ-H_го-Н_кз)·10^-6, где d₁ - внутренний диаметр обсадной колонны, мм; d₂ - наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), мм; Н_НКТ - глубина спуска НКТ в скважину, м; Н_го - высота газовой подушки в межтрубном пространстве, м; Н_го=К·P_го; К - гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости и газа (К=100 м/МПа), м/МПа; P_го – конечное давление газовой подушки, МПа; Н_кз – высота межтрубного пространства. Повышается пожаро- и взрывобезопасность и эффективность очистки призабойной зоны пласта. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

1. Способ очистки призабойной зоны пласта, включающий создание установкой для нагнетания продавочной жидкости и газов газовой подушки нагнетанием газа в межтрубное пространство, последующее нагнетание продавочной жидкости с вытеснением жидкости из межтрубного пространства по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в емкость или амбар, сброс давления из межтрубного пространства до атмосферного и воздействие гидравлическим ударом на забой скважины вращающимся потоком жидкости из НКТ по окончании процесса сброса давления, отличающийся тем, что в качестве газа используют смесь воздуха и выхлопных газов в соотношении не более 2:3 с созданием газовой подушки давлением, обеспечивающим избежание попадания газа в НКТ, а объем продавочной жидкости определяют по формуле

V_пж=0,785(d21

-d22)(Н_НКТ-H_го-Н_кз)·10^-6,

где d₁ - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

d₂ - наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), мм;

Н_НКТ - глубина спуска НКТ в скважину, м;

Н_го - высота газовой подушки в межтрубном пространстве, м;

Н_го=КP_го,

К - гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости и газа, К=100 м/МПа;

P_го – конечное давление газовой подушки, МПа;

Н_кз – высота межтрубного пространства, необходимая для критического запаса при продавливании газа жидкостью (Н_кз≥50 м).

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют выхлопные газы установки для нагнетания продавочной жидкости.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что до нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубное пространство выполняют кислотную обработку призабойной зоны пласта.