Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины Российский патент 2020 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение RU2724727C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны пласта кислотными реагентами добывающей скважины.

Известен способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент RU № 2671880, МПК E21B 43/247, E21B 43/267, E21B 43/27, E21B 43/22, опубл. 07.11.2018 в Бюл. № 31), включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, причем перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

Недостатками способа являются узкая область применения (только для скважин с высоким внутрипластовым давлением – фонтанирующих скважин) и сложность реализации из-за большого количества операций и их много стадийность с применением дорогостоящих реагентов и оборудования.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного, или газового, или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды (патент RU № 2293214, МПК F04B 47/00, E21B 43/00, опубл. 10.02.2007 в Бюл. № 4), по которому спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ, нагретую до 70-80°С, смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым поверхностно-активным веществом (ПАВ) в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.

Недостатками данного способа являются наличие большого количества спускоподъемных операций и большие затраты времени между обработкой и добычей связанных с отсутствием, связанные с необходимостью подъема насосного оборудования перед кислотной термообработкой и спуска насосного оборудования после обработки, и необходимость постоянного контроля за расположением насосного оборудования в скважине для раздельной добычи воды и нефти.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, позволяющего без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.

Техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом.

Новым является то, что в качестве реагентов используют кислотный состав, перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб, в скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, которую продавливают горячей водой в пласт, после необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом, при необходимости кислотную обработку пласта производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны.

Новым также является то, что в скважинах малого диаметра в качестве лифтовых труб используют НКТ.

Новым является также то, что в качестве глубинных насосов применяют электроцентробежные насосы.

На фиг 1 изображена схема реализации способа.

На фиг 2 изображен разрез А-А фиг. 1.

Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины включает спуск в скважину 1 (фиг.1) колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 2 с хвостовиком 3, закачку реагента и горячей воды в пласт 4, спуск на лифтовых трубах 5 в скважину глубинного насоса 6, отбор продукции скважины 1 насосом 6. В качестве реагентов используют кислотный состав (выбираю в лабораторных условиях, исходя из материала пласта 4 по анализу эффективности растворения керна – на состав авторы не претендуют). Перед спуском НКТ 2 предварительно определяют приемистость пласта 4, необходимый объем закачки реагентов (из геофизических исследований) и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб НКТ 2 и лифтовых труб 5 (при помощи лабораторных исследований), спущенных в скважину 1. Исходя из полученных результатов выбирают площадь поперечного сечения S (фиг. 2) межтрубного пространства 7, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб НКТ 2 (фиг. 1) и лифтовых труб 5. В скважину 1 перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб 5 с насосом 6 (фиг. 2) и наружным диаметром D, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения S межтрубного пространства 7 снаружи этих лифтовых труб 5 (фиг. 1), по которой закачивают кислотный состав. Кислотный состав для ускорения реагирования продавливают горячей водой (температурой 50 – 85 °С) в пласт 4. После необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом 6. При необходимости кислотную обработку пласта 4 производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта 4 до получения необходимой проницаемости призабойной зоны этого пласта 4. В скважинах малого диаметра (с обсадными трубами 8 диаметром ø 114 мм и менее) в качестве лифтовых труб 5 используют НКТ 2 (то есть насос 6 сразу спускают на НКТ малого диаметра, а лифтовые трубы не используют), а необходимая площадь S (фиг. 2) обеспечивается зазором между насосом 6 и внутренней стенкой скважины 1 (не показано). При работе в высокодебитных скважинах 1 качестве глубинных насосов 6 могут применять применяют электроцентробежные насосы.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность, на фиг. 1 и 2 не показаны или показаны условно.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1

В скважину 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 168 мм (внутренний диаметр ø 150 мм) спустили НКТ 2 диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм). После исследований определили, что при закачке кислотного состава (15% водного раствора HCl) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8, НКТ 2 и лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 4000 мм2 (S ≤ 4000 мм2). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (штанговый глубинный насос – ШГН) наружным диаметром ø 57 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) диаметром ø 60 мм (S ≈ 3400 мм2). По межтрубному пространству 7 закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,5 м3 и продавили горячей водой в объеме 2,7 м3 температурой 65 °С (выделившейся воды после отделения нефти, получаемой про добыче высоковязкой нефти по технологии паро-гравитационного воздействия на пласт на близлежащем месторождении). После технологической выдержки – 1 час приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.

Пример 2

Для скважины 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм) в ходе исследований определили, что при закачке кислотного состава (12% водного раствора H2SO4) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8 лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 3500 мм2 (S ≤ 3500 мм2). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (электроцентробежный насос – ЭЦН) наружным диаметром ø 69 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) – НКТ диаметром ø 60 мм (S ≈ 2500 мм2). По межтрубному пространству 7 (между обсадными трубами 8 и лифтовыми трубами 5) закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,2 м3 и продавили горячей водой в объеме 3 м3 температурой 60 °С (с водонагревателя). После технологической выдержки – 40 мин. приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.

В обоих примерах насосы 6 оставались в скважине в интервале начальной установки на время закачки кислотной композиции.

Как показала практика для достижения сопоставимых результатов по эффективности (по приросту добычи продукции пласта 4) с аналогами предлагаемому способу требуется закачать объем кислотной композиции примерно в 2 – 3 раза меньше, воды – в 3 – 4 раза меньше, времени на закачку и технологическую выдержку требуется более чем в 3 раза меньше, времени между обработкой и добычей продукции – в 2 – 2,5 раза меньше. При этом практически отсутствует растворение стенок скважинных труб 2, 5 и 8 кислотным составом.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины позволяет без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.

Похожие патенты RU2724727C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ 2009
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2405929C1
СПОСОБ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ 2015
  • Саетгараев Рустем Халитович
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Бабичев Игорь Николаевич
  • Мельников Андрей Иванович
  • Абдуллин Фаниль Фоатович
RU2600137C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2005
  • Ахунов Рашит Мусагитович
  • Абдулхаиров Рашит Мухаметшакирович
  • Гареев Рафаэль Зуфарович
  • Шакаров Сахиб Али Оглы
  • Вазыхов Ильдар Тагирович
RU2296856C1
Способ эксплуатации добывающей скважины 2019
  • Гафиуллин Ильнур Расольевич
  • Карымов Руслан Александрович
  • Пакшин Юрий Геннадьевич
RU2713287C1
Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта 2022
  • Касимов Ульфат Тагирович
  • Пищаева Алсу Алмазовна
RU2787502C1
Способ эксплуатации добывающей скважины 2022
  • Показаньев Константин Владимирович
  • Гафиуллин Ильнур Расольевич
RU2783453C1
Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления 2020
  • Шагеев Альберт Фаридович
  • Варфоломеев Михаил Алексеевич
RU2748098C1
Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления 2021
  • Шагеев Альберт Фаридович
  • Варфоломеев Михаил Алексеевич
  • Милютина Валерия Андреевна
  • Резаи Кучи Моджтаба
  • Белейд Хуссем Эддин
RU2778919C1
СПОСОБ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2021
  • Лысенков Алексей Владимирович
  • Денисламов Ильдар Зафирович
  • Ганиев Шамиль Рамилевич
RU2752299C1
Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины 2016
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Мансуров Айдар Ульфатович
RU2626484C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 724 727 C1

Реферат патента 2020 года Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины

Изобретение относится к способу обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины. Техническим результатом является возможность проведения термической кислотной обработки призабойной зоны пласта без спускоподъемных операций насосного оборудования. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины включает спуск в скважину колонны НКТ с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом. В качестве реагентов используют кислотный состав. Перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава в горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб. В скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, который продавливают горячей водой в пласт. После необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом. При необходимости кислотную обработку пласта производят в несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.

Формула изобретения RU 2 724 727 C1

1. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом, отличающийся тем, что в качестве реагентов используют кислотный состав, перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава в горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб, в скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, который продавливают горячей водой в пласт, после необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом, при необходимости кислотную обработку пласта производят в несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны.

2. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины по п. 1, отличающийся тем, что в скважинах малого диаметра в качестве лифтовых труб используют НКТ.

3. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве глубинных насосов применяют электроцентробежные насосы.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2020 года RU2724727C1

СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УГЛЕВОДОРОДОВ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ВОДЫ НАСОС-КОМПРЕССОРАМИ С РАЗДЕЛЬНЫМ ПРИЕМОМ ДЛЯ БЕСКОНУСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ 2005
  • Клюшин Иван Яковлевич
  • Клюшин Александр Иванович
RU2293214C2
СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ НЕФТЕКЕРОГЕНОСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2017
  • Кирячек Владимир Георгиевич
  • Коломийченко Олег Васильевич
  • Клинков Николай Николаевич
  • Корнелис Кооле
  • Ничипоренко Вячеслав Михайлович
  • Чернов Анатолий Александрович
  • Гуйбер Отто
  • Пархоменко Александр
RU2671880C1
СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕСОДЕРЖАЩИЕ И/ИЛИ КЕРОГЕНОСОДЕРЖАЩИЕ ПЛАСТЫ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТЬЮ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2010
  • Клинков Николай Николаевич
  • Коломийченко Олег Васильевич
  • Чернов Анатолий Александрович
RU2447276C1
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2001
  • Арефьев Ю.Н.
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Чаганов М.С.
  • Кандауров С.В.
RU2204702C2
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ) 2010
  • Скрылев Сергей Александрович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Артеменков Валерий Юрьевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Паникаровский Валентин Валентинович
  • Немков Алексей Владимирович
  • Кряквин Дмитрий Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Рахимов Станислав Николаевич
RU2451175C1
US 4215001 A1, 29.07.1980.

RU 2 724 727 C1

Авторы

Юнусов Марат Азатович

Даты

2020-06-25Публикация

2019-09-30Подача