способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск компоновки со щетками на колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации, заполнение интервала перфорации химически активной средой, вращение, возвратно-поступательное перемещение подачей компоновки со щетками вниз и вверх и вымывание продуктов обработки, отличающийся тем, что компоновку со щетками жестко закрепляют на колонне насосно-компрессорных труб, вращение и возвратно-поступательное перемещение выполняют одновременно с вращением и возвратно-поступательным перемещением колонны насосно-компрессорных труб, разобщают межтрубное пространство выше интервала перфорации, производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов, а вымывание продуктов обработки ведут откачкой продуктов реакции с загрязнениями через отверстия, расположенные в щетке.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, связанных с очисткой стенок обсадной колонны скважины и ее фильтра от различных загрязняющих веществ, и повышении дебита скважины при отборе нефти из сильно загрязненных пластов.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий вакуумно-импульсное воздействие с одновременным отбором скважинной продукции (А.А.Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., "Недра", 1990 г., с.106-109).

Недостатком известного способа является создание больших перегрузок давления на обсадную колонну, разрушение заколонного цементного кольца и возникновение заколонных перетоков жидкости.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, описанный при работе устройства для обработки стенок скважины (Патент РФ №2189432, опубл. 2002.09.20 - прототип).

Устройство включает полый корпус с присоединительными резьбами на концах, лопасти с армированной рабочей поверхностью и щетки. Корпус снабжен концентрично ему установленным кожухом с возможностью вращения относительно центральной оси, а лопасти установлены на кожухе и расположены спиралью, при этом щетки закреплены к их боковым граням. К верхней части корпуса присоединен переводник с карманом для накопления твердой фазы продуктов обработки и седлом для обратного клапана.

После спуска устройства в скважину на заданную глубину в колонну насосно-компрессорных труб закачивают жидкость (рабочий агент) под большим давлением, которая, поднимаясь вверх по межтрубному пространству, приводит во вращение кожух с лопастями, при котором происходит очистка стенок скважины. После обработки этого интервала устройство медленно подают вниз на следующий интервал и приступают к его обработке. Устройство более эффективно работает в химически активной среде. Для этого интервал расположения фильтра обсадной колонны заполняют дистиллятом или соляной кислотой, после чего инструмент подвергают возвратно-поступательному перемещению подачей его вниз и вверх с большой скоростью. После тщательной обработки всего интервала созданием циркуляции вымывают продукты обработки. В процессе циркуляции жидкости в скважине более крупные частицы твердой фазы продуктов обработки накапливаются в кармане переводника, а взвешенные частицы и вязкая грязь, разбавленная водой, уносятся на поверхность вместе с жидкостью обработки. В завершающей стадии обработки для более полного извлечения на поверхность оставшихся на забое твердых и смолистых веществ, циркуляцию жидкости изменяют на обратную, закачивая ее в межтрубное пространство. Через некоторое время в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар для задействования обратного клапана, закачку прекращают и поднимают инструмент на дневную поверхность. При этом вся грязь, оказавшаяся в полости колонны насосно-компрессорных труб, задерживается там с помощью обратного клапана.

Недостатком известного способа является то, что он требует применения больших объемов рабочего агента, закачки рабочего агента под большим давлением и большим расходом. При этом всегда остается опасность заклинивания кожуха с лопастями и прекращения очистки. Процесс вращения кожуха не контролируется, следовательно, и степень очистки остается бесконтрольной. Применение больших давлений при очистке неизбежно приводит к задавливанию рабочего агента с загрязнениями в перфорационные отверстия и кольматированию призабойной зоны скважины. Эффективность очистки скважины и призабойной зоны снижается.

В изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск компоновки со щетками на колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации, заполнение интервала перфорации химически активной средой, вращение, возвратно-поступательное перемещение подачей компоновки со щетками вниз и вверх и вымывание продуктов обработки, согласно изобретению, компоновку со щетками жестко закрепляют на колонне насосно-компрессорных труб, вращение и возвратно-поступательное перемещение выполняют одновременно с вращением и возвратно-поступательным перемещением колонны насосно-компрессорных труб, разобщают межтрубное пространство выше интервала перфорации, производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов, а вымывание продуктов обработки ведут откачкой продуктов реакции с загрязнениями через отверстия, расположенные в щетке.

Признаками изобретения являются:

1. спуск компоновки со щетками на колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации;

2. заполнение интервала перфорации химически активной средой;

3. вращение;

4. возвратно-поступательное перемещение подачей компоновки со щетками вниз и вверх;

5. вымывание продуктов обработки;

6. жесткое закрепление компоновки со щетками на колонне насосно-компрессорных труб;

7. одновременное вращение и возвратно-поступательное перемещение;

8. то же одновременно с вращением и возвратно-поступательным перемещением колонны насосно-компрессорных труб;

9. разобщение межтрубного пространства выше интервала перфорации;

10. дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов с откачкой продуктов реакции с загрязнениями;

11. то же через отверстия, расположенные в щетке.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-11 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В результате продолжительной эксплуатации скважины прифильтровые части стенок обсадной колонны забиваются грязью, солеотложениями и парафиносмолистыми веществами, которые резко снижают добывные возможности скважины, препятствуя притоку продукции пластов. Существующие способы очистки перфорационных отверстий и призабойной зоны скважины недостаточно эффективно решают эту проблему. В изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины спускают компоновку со щетками, жестко закрепленную на колонне насосно-компрессорных труб, в интервал перфорации. Заполняют интервал перфорации, часть скважины и частично продуктивный пласт химически активной средой. Выполняют вращение и возвратно-поступательное перемещение прибора со щетками одновременно с вращением и возвратно-поступательным перемещением колонны насосно-компрессорных труб. Разобщают межтрубное пространство выше интервала перфорации. Производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов с одновременным вымыванием продуктов обработки откачкой продуктов реакции с загрязнениями через отверстия, расположенные в щетке.

Дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов с одновременным вымыванием продуктов обработки позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны пласта, перфорационных отверстий обсадной колонны и вовлечения в эксплуатацию слабопроницаемых пропластков. В результате этого дебит скважины полностью восстанавливается, иногда даже может превысить первоначальный за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию. Заколонный цементный камень полностью остается в сохранности, появление заколонных перетоков жидкости исключается.

Применяемая компоновка подземного оборудования представлена на фиг.1.

Компоновка включает дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, корпус которого состоит из двух корпусов насоса: верхнего корпуса 1 и нижнего корпуса 2, соединенных между собой перфорированным патрубком-ершом 3. Верхний корпус 1 открыт сверху и снизу, в нижней части нижнего корпуса 2 размещен широкопроходной клапан конусного типа 4, а ниже насоса установлен фильтр 5. Насос подвешен на колонне насосно-компрессорных труб 6. Внутри насоса установлен с возможностью вертикального перемещения плунжер 7, снабженный всасывающим клапаном 8 и подвешенный на колонне штанг 9. Компоновку размещают в скважине, оборудованной обсадной колонной 10 в интервале перфорации 11 напротив продуктивного пласта 12. Выше верхнего корпуса 1 между колонной насосно-компрессорных труб 6 и обсадной колонной 10 (в межтрубье) размещен пакер 13.

На фиг.2 представлен один из возможных вариантов патрубка-ерша 3, представляющего собой отрезок трубы с перфорированными стенками 14 и с отрезками проволоки 15 из нержавеющей стали в виде щетки на наружной поверхности отрезка трубы 14. Отрезки проволоки 15 могут быть закреплены на поверхности трубы 14 различными способами: сваркой, бандажным креплением, зачеканиванием в отверстиях трубы и пр.

Процесс обработки призабойной зоны скважины проводят следующим образом.

В скважине размещают насос без плунжера 7 и колонны штанг 9 так, что патрубок-ерш 3 оказывается по центру интервала перфорации 12. По колонне насосно-компрессорных труб 6 в интервал перфорации 11, продуктивный пласт 12 и частично в межтрубное пространство до пакера 13 закачивают химически активную среду. Это может быть растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений, раствор кислоты и т.п. Проводят технологическую выдержку на реагирование. Во время технологической выдержки производят очистку интервала перфорации 11 и перфорационных отверстий обсадной колонны 10 хождением колонны насосно-компрессорных труб 6 вверх-вниз с одновременным ее вращением. При этом отрезки проволоки 15 как щетка прочищают интервал перфорации 11 и перфорационные отверстия. После этого производят спуск на колонне штанг 9 и установку в насосе плунжера 7, установку пакера 13 и запуск насоса в работу, вызывая дренирование пласта.

При ходе колонны штанг 9 и плунжера 7 вверх в нижнем корпусе 2 вначале происходит выдавливание химически активной среды через перфорированные стенки 14 патрубка-ерша 3 в интервал перфорации 11 и продуктивный пласт 12, под плунжером 7 создается слабое разрежение, которое компенсируется при прохождении плунжером 7 перфорированных стенок 14 патрубка-ерша 3 за счет вхождения скважинной жидкости через отверстия патрубка-ерша 3 в полость под плунжером 7. На продуктивный пласт 12 оказывается слабое депрессионное воздействие. При движении вверх в верхнем корпусе 1 происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 6.

При ходе колонны штанг 9 и плунжера 7 вниз в верхнем корпусе 1 происходит выдавливание химически активной среды с нефтью через перфорированные стенки 14 патрубка-ерша 3 в интервал перфорации 11 и продуктивный пласт 12, при движении плунжера 7 в нижнем корпусе 2 происходит наполнение плунжера 7 жидкостью.

В работе насоса не создается ярко выраженной вакуумной полости под плунжером 7, вследствие этого производится мягкая депрессия на пласт, полностью исключаются нежелательные перегрузки давления на обсадную колонну, сохраняется целостность заколонного цементного кольца. Всасывающий клапан корпуса нижнего насоса 2 широкопроходной, конусного типа, поэтому мелкая фракция шлама из продуктивного пласта подается по колонне насосно-компрессорных труб 6 постоянно, не заполняя фильтр 5.

За счет пакеровки обсадной колонны 10 выше интервала перфорации исключается влияние вышенаходящегося столба жидкости, что в свою очередь позволяет более динамично извлекать пластовую жидкость. При этом происходит отмыв скважины и призабойной зоны от асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, химически активная среда реагирует с кольматирующими соединениями и материалом продуктивного пласта 12 и расширяет существующие поровые и трещинные каналы. Весь процесс происходит в ограниченном пакером 13 пространстве обсадной колонны 10. В результате поступательно-возвратного движения химически активной среды расширение каналов коллектора и отмывание асфальтосмолопарафиновых отложений происходит более эффективно по сравнению с существующими способами.

Пример конкретного выполнения

Для обработки выбирают нефтедобывающие скважины №№6295, 6292 Алексеевского месторождения нефти со следующими характеристиками:

Скважина №6295: глубина продуктивного пласта в данково-лебедянском горизонте 1825 м, интервал перфорации - 1829,9-1833,5 м, коллектор - карбонатный, пластовая температура 30,0°С, пластовое давление 11,3 МПа, толщина продуктивного пласта 24 м, пористость 8,0%, проницаемость 0,030 мкм², нефтенасыщенность 65,0%, вязкость нефти 10,12 мПа·с, плотность нефти 0,863 т/м³, дебит жидкости - 1,7 м³/сут, дебит нефти - 1,4 м³ /сут, обводненность - 18,0%.

В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1836 м с переводом на нефть в объеме 25 м³ , поднимают воронку, спускают дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос в интервал перфорации - 1829,9-1833,5 м на глубину 1831 м, спускают пакер на глубину 1530 м, по колонне насосно-компрессорных труб закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3 м³, выдерживают на реагирование 2 часа, в это время обрабатывают интервал перфорации патрубком-ершом хождением колонны насосно-компрессорных труб вверх-вниз с вращением гидроротором А-50, устанавливают пакер на глубине 1530 м, спускают колонну штанг и плунжер, запускают в работу насос и отрабатывают 36 часов, отбирают 18 м³ жидкости, снимают пакер, поднимают насос на глубину 1400 м, отрабатывают в желобную систему в течение 24 часов, поднимают насос, спускают насос RNAM-20-125, запускают его в работу. Дебит жидкости составил 3,0 м³/сут, обводненность - 16,6%.

Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита жидкости с 1,7 м³ до 3,0 м³ - на 76%, увеличение дебита по нефти с 1,4 м³ до 2,5 м³ - на 78%.

Скважина №6292: глубина продуктивного пласта в данково-лебедянском горизонте 1740 м, интервал перфорации - 1745,1-1746,5 м, 1756,4-1757,5 м, 1758,7-1759,6 м, 1760,4-1763,7 м (суммарный интервал перфорации составляет 6,7 м). Остальные параметры пласта совпадают параметрами в скважине №6295, дебит жидкости - 2,0 м³/сут, дебит нефти - 1,8 м³/сут, обводненность - 10,0%.

В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1766 м с переводом на нефть в объеме 31,5 м³, поднимают воронку, спускают дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос в интервал перфорации - на глубину 1760 м, спускают пакер на глубину 1450 м, закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 6 м³, выдерживают на реагирование 12 часов, в это время обрабатывают интервал перфорации патрубком-ершом хождением колонны насосно-компрессорных труб вверх-вниз с вращением гидроротором А-50, устанавливают пакер на глубине 1450 м, спускают колонну штанг и плунжер, запускают в работу насос и отрабатывают в течение 8 часов, отбирают 4 м ³ жидкости, снимают пакер, поднимают насос на глубину 1755 м, устанавливают пакер, запускают в работу насос и отрабатывают в течение 8 часов, отбирают 4 м³ жидкости, снимают пакер, поднимают насос с переливом, спускают насос RNAM-20-125, скважину запускают в работу. Дебит жидкости составил 5 м ³/сут, обводненность - 14,0%.

Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита жидкости с 2,0 м³/сут до 5,0 м³/сут - на 150%, увеличение дебита по нефти с 1,8 м³/сут до 4,3 м³/сут - на 139%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки скважины и ее призабойной зоны.