СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B37/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин, ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

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

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта (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;

- во-вторых, в процессе очистки скважины происходит резкое падение давления в колонне труб и ПЗП и выброс воздуха и жидкости из колонны труб, в результате чего возможно возникновение аварийной ситуации;

- в-третьих, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.

Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2306405, МПК E21B 37/00, опуб. 20.09.2007 г.), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины, причем излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины осуществляют в объеме, не превышающем суммы объема спущенных в низкоприемистую нагнетательную скважину насосно-компрессорных труб и объема скважины, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и кровлей перфорированного пласта, после чего излив производят в емкость в приустьевой зоне низкоприемистой нагнетательной скважины для утилизации.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива;

- во-вторых, трудоемкость и металлоемкость реализации, так как необходимо разделить нагнетательные скважины на группы низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин и обвязать их в гидродинамической системе;

- в-третьих, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию эксплуатационной колонны и разрушению скважины;

- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП;

- в-пятых, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет).

Наиболее близким по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2332557, МПК E21B 37/00, опубл. 27.08.2008 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку воды по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, при этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа, при этом излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.

Недостатки данного способа

- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема закачки.

- во-вторых, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию колонны и разрушению скважины;

- в-третьих, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет);

- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности очистки ПЗП, исключение возникновения гидравлического удара в скважине с возможностью контроля объема закачиваемого в пласт реагента и предварительной очисткой ПЗП.

Поставленная задача решается способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающим спуск колонны труб в скважину, нагнетание жидкости по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками и излив жидкости в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины,

Новым является то, что на устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта, выполняют обратную промывку скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх, затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива, по окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.

На фигуре схематично изображен предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Для очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) 1 (см. фигуру) на устье нагнетательной скважины 2 колонну труб 3, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, снизу оборудуют фильтром 4 с заглушкой 5. Выше фильтра 4 в состав колонны труб 3 устанавливают механический пакер 6, над которым размещают сбивной клапан 7. Спускают колонну труб 3 в скважину так, чтобы пакер 6 находился над пластом 1, например на H=5 метров выше пласта 1, при этом фильтр 4 должен находиться ниже интервала перфорации 8 пласта 1, например, на h=2 метра.

В качестве механического пакера 6 применяют пакер любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой марки ПРО-ЯМ2 производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Выполняют обратную промывку скважины с применением водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), например, в двойном объеме скважины, равном 22,5 м³·2=45 м³ пресной водой плотностью 1000 кг/м³ на форсированном режиме с максимальным расходом насосного агрегата, например, равным 20-25 л/с. В качестве водного раствора ПАВ, например, используют пресную воду плотностью 1000 кг/м³ с добавлением ПАВ МЛ-80Б в объеме 0,3% от объема закачиваемой жидкости. ПАВ МЛ-80Б выпускают по ТУ 2481-007-48482528-99.

Закачку водного раствора ПАВ в межтрубное пространство 8' (см. фигуру) скважины 2 производят с применением насосного агрегата, например ЦА-320 с циркуляцией жидкости по колонне труб 3 в желобную емкость (на фигуре не показано).

Промывка водным раствором ПАВ на форсированном режиме является предварительной стадией очистки ПЗП и позволяет очистить интервалы перфорации 8 в призабойной зоне пласта 1 (см. фигуру), а при наличии солей в призабойной зоне произвести вымывания их кристаллов.

Далее производят посадку пакера 6, а на устье скважины 2 устанавливают колонную головку 9, оснащенную, например, пятью штуцерами 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ с соответствующими вентилями 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.

Проходные диаметры d₁, d₂, d₃, d₄, d₅. соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ увеличиваются снизу-вверх. Проходные диаметры d₁, d₂, d₃, d₄, d₅ соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ подбирают опытным путем. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости при ее изливе, тем выше буферное давление в скважины и тем меньше расход жидкости при изливе.

Например: d₁=6 мм, d₂,=8 мм, d₃,=10 мм, d₄,=12 мм, d₅=14 мм.

Наличие штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ позволяет избежать гидравлического удара в скважине, а также исключить смятие эксплуатационной колонны и разрушение скважины.

Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование. Так как колонная головка оснащена пятью штуцерами, то производят пять циклов гидросвабирования с периодической закачкой растворителя парафинов в пласт 1 по колонне труб 3 со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки растворителя парафинов нефтяного (РПН) в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и с изливом закачанного в пласт (РПН) по колонне труб через штуцер с уменьшением проходного сечения с каждым циклом.

Использование механического пакера 6 позволяет повысить избыточное давление, создаваемое в скважине 2 до достижения давление гидроразрыва пласта 1, так как пакер 6 предохраняет эксплуатационную колонну скважины от воздействия высоких избыточных давлений в процессе реализации способа.

Например, давление гидроразрыва пласта составляет 30 МПа. Для того чтобы не допустить гидроразрыва пласта производят закачку РПН со ступенчатым увеличением давления закачки в каждом цикле, например, при давлениях: 17,0 МПа, 19,0 МПа, 21,0 МПА, 23,0 МПа, 25,0 МПа. В качестве РПН применяют любой известный растворитель, например растворитель Нефрас- А-130/150 по ГОСТ 26377-84.

Применение растворителя парафинов нефтяного повышает эффективность очистки пор пласта в ПЗП по сравнению с прототипом, в котором используют водогазовую смесь.

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата (на фигуре не показано), например ЦА-320, к задвижке 13 (см. фигуру). Закрывают задвижку 12, сообщающуюся с межтрубным пространством 8′, а также закрывают вентили 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.

Осуществляют первый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления равного 17,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например, 5 м³.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′ и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′, штуцер 10′ диметром 6 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют второй цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 19,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 7 м³.

После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11" и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′, штуцер 10′′ диметром 8 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют третий цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 21,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 10 м³.

После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11′′′ и изливают из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′, штуцер 10′′′ диметром 10 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют четвертый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 23,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 12 м³.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают из пласта 1 закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 12 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют пятый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 25,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 14 м³.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают жидкость из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 14 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Увеличение объема закачанной жидкости (РПН) с каждым последующим циклом позволяет контролировать распространение обрабатываемой (очищенной) ПЗП.

В процессе гидросвабирования знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны "репрессия-депрессия", разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а скорости излива, регулируемые с помощью подбора проходных диаметров d₁, d₂, d₃, d₄, d₅, соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ опытным путем способствуют выносу загрязнений в ствол скважины.

По окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан 7, например сбрасывают в колонну труб 3 с устья скважины 2 отрезок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м и сообщают межтрубное пространство 8' выше пакера 6 с колонной труб 3 через отверстие разрушенного сбивного клапана 7.

Производят свабирование жидкости из межтрубного пространства 8' скважины 2 по колонне труб 3 с помощью сваба с привлечением геофизического подъемника ПКС-5.

Снижение уровня жидкости в межколонном пространстве 8′ производят до достижения интервала посадки механического пакера 6.

Далее производят распакеровку механического пакера 6 и извлекают его с колонной труб 3 из скважины 2.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность очистки ПЗП за счет циклической обработки ПЗП растворителем парафина нефтяным, а наличие штуцеров, установленных на колонной головке скважин, исключает возникновение гидравлического удара в скважине. Предварительная очистка ПЗП в виде обратной промывки скважины позволяет повысить эффективность гидросвабирования за счет очистки интервалов перфорации и вымывания кристаллов солей из ПЗП, а возможность контроля объема закачиваемого в пласт реагента (РПН) позволяет контролировать обрабатываемую ПЗП с каждым циклом гидросвабирования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин. На устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины. По окончании гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб. Производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины. Повышается эффективность очистки и возможности контроля процесса, исключается гидравлический удар. 1 ил.

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающий спуск колонны труб в скважину, нагнетание жидкости по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками и излив жидкости в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, отличающийся тем, что на устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта, выполняют обратную промывку скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх, затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива, по окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.