Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом Российский патент 2021 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки кислотосодержащими растворами призабойных зон добывающих скважин эксплуатирующихся погружными электроцентробежными насосами.

Известен способ обработки призабойных зон добывающих скважин (патент RU №2373385, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2009 г. в бюл. №32) путем закачки по колонне труб пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, Азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой.

Недостатки способа:

- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);

- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;

- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;

- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как для реализации способа необходимо несколько раз закачивать в скважину различные реагенты.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины (патент RU №2555975, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2015 г. в бюл. №19), эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим снятие штангового глубинного насоса из замковой опоры колонны труб добывающей скважины, извлечение штангового глубинного насоса из колонны труб на поверхность, извлечение колонны труб с замковой опорой на поверхность, после чего проводят определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, спуск в скважину колонны труб с пакером и закачку кислоты на забой скважины, удаление из скважины кислоты промывкой скважины нефтью, посадку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.

Недостатки способа:

- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);

- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;

- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;

- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (закачка кислоты на в скважину, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, спуск и установка пакерующего устройства в скважине и т.д.).

Техническими задачами изобретения являются снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну, исключение загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.

Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включающим спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.

Новым является то, что на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости взатрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м³, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию, затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровеня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины не превышая давления 3,0 МПа производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся электроцентробежным насосом.

На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1 (см. фиг. 1). В добывающую скважину 1 на колонне труб 2 спущен погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) 3. В качестве колонны труб, например применяют колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 м по ГОСТ 633-80. В качестве ЭЦН, например применяют насос марки 20РЭЦНА5-60-1200 по ТУ3631-025-21945400-97, выпускаемый НТЦ «Алнас», РФ, Республика Татарстан, г. Альметьевск. ЭЦН 3 перекачивает нефть из скважины 1 в линию. В процессе эксплуатации снижается дебит добывающей скважины 1 из-за того, что призабойная зона 4 добывающей скважины 1 кольматируется различными отложениями (глинистой коркой, присутствующими в породе пласта 5 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязненями, способными вступать в активную реакцию с кислотой). Кроме того, в призабойной зоне 4 пласта 5 добывающей скважины 1 образуются камеры-полости (на фиг. 1-3 не показано), в которых происходит накопление нефти. Все это приводит к потере фильтрационных свойств призабойной зоны 4 (см. фиг. 1) добывающей скважины 1, и как следствие к снижению притока из пласта 5, т.е. снижению дебита добывающей скважины 1.

Проведением кислотной обработки производят очистку призабойной зоны 4 добывающей скважины. Это восстанавливает или повышает фильтрационные свойства призабойной зоны 4 добывающей скважины 1. На устье добывающей скважины установлены линейная 6 и затрубная 7 задвижки.

С целью очистки призабойной зоны 5 на устье скважины 1 устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 8 (см. фиг. 2), автоцистерну 9 с антикоррозионной жидкостью (АКЖ), автоцистерну 10 с кислотой и желобную емкость 11, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16. Закрывают технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16.

В качестве насосного агрегата 8 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.

В качестве автоцистерны 9 для АКЖ и автоцистерны 10 для кислоты применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на баз прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.

В качестве желобной емкости 11, например, применяют емкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ» кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.

В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например, TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 9.

В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путем добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м.

12% соляную ингибированную синтетическую техническую кислоту завозят на скважину 1 на автоцистерне 10.

Исследуют скважину 1 отбивкой уровня 17 жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-4 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.

Например, по результатам проведенных исследований уровень 17 - L жидкости в затрубном пространстве 18 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 800 м.

Открывают затрубную 7 и технологическую 15 задвижки. При работающем погружном ЭЦН 3 (линейная задвижка 6 открыта) с помощью насосного агрегата 8 из автоцистерны 9 по нагнетательной линии производят закачку АКЖ в затрубное пространство 17 скважины 1 в объеме 1,5-3 м³, например 2,0 м³, не превышая давление закачки 2,0 МПа, чтобы не создать противодавление на входе в погружной ЭЦН 3, откачивающий нефть из скважины 1 в линию через открытую линейную задвижку 6.

На устье скважины 1 отключают погружной ЭЦН 3 и закрывают линейную задвижку 6. Ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1, например в течении 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1 до значения 800 м отбитого ранее.

После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота. Убедившись, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 18 (см. фиг. 2) скважины 1 снизился до вышеуказанного значения 800 м. В результате в стволе скважины 1 происходит замещение нефти на АКЖ.

Далее открывают задвижку 13 и задвижка 12 остается открытой.

Определяют объем кислоты для закачки в призабойную зону 4 пласта 5, например из расчета 1,0 м³ /м перфорированной высоты продуктивного пласта 5. Например, при перфорированной высоте пласта равной 4 м объем закачки кислоты составит: 1 м³/м ⋅ 4,0 м = 4,0 м³.

С помощью насосного агрегата 8 из автоцистерны 10 по нагнетательной линии производят закачку кислоты в затрубное пространство 18 скважины 1 в объеме 4 м³. Далее открывают задвижку 12 и закрывают задвижку 13.

Закачкой насосным агрегатом 8 из автоцистерны 9 в затрубное пространство 18 скважины 1 АКЖ в 1,1 объема (V₃) затрубного пространства 17 скважины 1, не превышая давления 3,0 МПа, продавливают кислоту из затрубного пространства 17 через призабойную зону 4 скважины 1 в пласт 5.

Например, объем (V₃) затрубного пространства V₃ составляет 10 м³. Тогда объем АКЖ (V_акж), используемый для продавки кислоты в пласт 5 составляет: V_акж = 1,1 ⋅ V₃ = 1,1 ⋅ 10³ = 11 м³.

Закрывают затрубную 7 задвижки, а также все технологические задвижки 12 и 15 и осуществляют технологическую выдержку, например в течении 6 часов на реакцию кислоты в призабойной зоне 4 добывающей скважины 1.

АКЖ, закачанная в межколонное пространство 18 скважины 1 до закачки кислоты в призабойную зону скважины и после продавки кислоты в пласт снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонна труб 2 и погружной ЭЦН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении обработки призабойной зоны 4 скважины 1.

На устье скважины 1 (см. фиг. 3) открывают технологические задвижки 14 и 16, при этом линейная 6 и затрубная 7 задвижки, а также технологические задвижки 12, 13 и 15 остаются закрытыми. Включают погружной ЭЦН 3 и производят откачку погружным ЭЦН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны 4 скважины 1 в желобную емкость 11 по выкидной линии до нейтрального рН. Нейтральный рН=7. Величину рН замеряют на входе в желобную емкость 11.

Например, в начале откачки рН=5,0 и по мере откачки ЭЦН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объеме 10 м³ рН достиг нейтрального значения равного 7.

Показатель рН измеряют, например, с помощью цифрового портативного рН метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.

После достижения нейтрального значения рН=7, не останавливая погружной ЭЦН 3, на устье скважины 1 демонтируют: насосный агрегат 8 (см. фиг. 1), автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 9, автоцистерну с кислотой 10, желобную емкость 11, технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.

Вновь с устья скважины 1 включают погружной ЭЦН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1 в линию.

При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины, что гарантировано исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.

Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как все оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа, а все работы при реализации способа проводятся путем проведения манипуляций с линейной 6, затрубной 7, технологическими 12, 13, 14, 15, 16, а также исключается применение пакерующего устройства.

Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся без извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, т.е. при спущенном в скважину эксплуатационном оборудования: колонна труб 2 и насос (погружной ЭЦН 3), поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом позволяет:

- снизить негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонну труб);

-исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;

- сократить затраты на реализацию способа;

- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины с одновременным сокращением затрат на реализацию способа и снижением продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включает спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. При этом на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м³, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию. Затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины. Далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт. Осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 3 ил.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включающий спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м³, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию, затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.