способ увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта, включающий обработку пласта последовательно растворителем на углеводородной основе и кислотой, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют спирто-бензольный или спирто-бензольно-фенольный или нефрас-фенольный растворитель, который подают в пласт направленными струями со скоростью 200-300 м/с.

2. Устройство для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта, содержащее колонну насосно-компрессорных труб с установленным внутри циркуляционным клапаном и патрубком в нижней части, отличающееся тем, что перед патрубком установлен гидроперфоратор с боковыми соплами и нижним седлом с расположенным на нем циркуляционным клапаном, выполненным в виде пустотелого цилиндрического поршня со сферическими торцами, а на устье насосно-компрессорных труб установлена камера-ловушка для циркуляционного клапана с выходным вентилем.

3. Устройство для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта по п.2, отличающееся тем, что циркуляционный клапан заполнен терморасширяющимся веществом.

4. Устройство для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта по п.2 или 3, отличающееся тем, что в качестве терморасширяющегося вещества использован сжиженный газ или спирт.

5. Устройство для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта по п.2 или 3, отличающееся тем, что камера-ловушка выполнена в виде установленного в корпусе подпружиненного резинового стакана.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, преимущественно к технике и технологии интенсификации дебита эксплуатационных газовых и нефтяных скважин, и может быть использовано при текущем и капитальном ремонте скважин.

Проблему создает сорбирование техногенных отложений (смол, асфальтенов, парафинов и т.п. веществ) породами с образованием поверхностных пленок, забивкой пор и фильтрационных каналов продуктивного пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта по АС СССР №981595, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 15.12.82, включающий обработку пласта растворителем с последующей кислотной обработкой, в котором в качестве растворителя используют хлорангидрид уксусной кислоты, а кислотную обработку проводят путем последующей закачки воды в скважину.

Недостаток известного способа в ограниченности области применения - только в пластах, в которых отсутствует влага, ибо в присутствии влаги возможно разрушение поровых каналов в пласте. Кроме того, хранение и применение хлористого ацетила требует особых условий безопасности.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ обработки призабойной зоны пласта, по АС СССР №717297, кл. Е 21 В 43/26, опубл. 25.05.80, путем закачки в нее кислоты, чередующейся с закачкой растворителя в виде эмульсии на углеводородной основе, включающей, вес.%: углеводородную основу (легкая нефть, конденсат, отходы газобензиновых или нефтеперерабатывающих заводов) - 80-90, эмульгатор (фузы, гудроны, отработанные отбельные земли) - 5-10, гидроокиси щелочных и/или щелочно-земельных металлов в виде водных растворов - 3-5, вода - остальное.

Закачку растворителя в пласт осуществляют с помощью цементировочного агрегата по стволу скважины с последующим продавливанием ее в пласт продавочной жидкостью. Недостаток известного способа заключается в том, что в качестве растворителя используют эмульсию на углеводородной основе, которая практически не растворяет асфальтосмолистые и парафиновые отложения. Растворяющее действие эмульсии на углеводородной основе в отношении смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений определяется исключительно растворяющей способностью углеводородной основы, тогда как водная фаза эмульсии, содержащая и щелочь, такой растворяющей способностью не обладает.

Кроме того, наличие щелочной составляющей при последующей кислотной обработке приводит к реакции нейтрализации и в конечном счете восстановление проницаемости зоны пласта не произойдет.

Техническим результатом предлагаемого изобретения в части способа увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта, является наиболее полная очистка призабойной зоны от асфальтосмолистых и парафиновых отложений при увеличении глубины обработки пласта.

Технический результат достигается тем, что в способе увеличение степени восстановления проницаемости зоны пласта, включающем обработку пласта последовательно растворителем на углеводородной основе и кислотой, в качестве растворителя используют спиртобензольный или спиртобензольно-фенольный или нефрас-фенольный растворитель, который подают в пласт направленными струями со скоростью 200-300 м/сек.

Известны устройства для обработки призабойной зоны пласта, например, устройство для создания депрессии на пласт по АС СССР №1227805, кл. Е 21 В 43/25, содержащее пакер, связанный с колонной труб, корпус с верхним и нижним рядами окон, установленные в нижнем ряду окон обратные клапаны, расположенный в корпусе подвижный в осевом направлении полый плунжер с радиальными каналами и седлом в верхней части под бросовый клапан, плунжер выполнен в виде дифференциального поршня, образующего с корпусом над - и подпоршневую полости, сообщающиеся с подпакерным пространством скважины.

Недостаток известного устройства в использовании принципа депрессии, а не компрессии на пласт для его обработки и сложность конструкции.

Наиболее близким по основным конструктивным признакам к заявляемому устройству является устройство для воздействия на пласт по А.С. СССР №1047236, кл. Е 21 В 43/25, содержащее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с установленными в ней диафрагмой и циркуляционным клапаном, циркуляционный клапан установлен выше диафрагмы, а в нижней части НКТ установлен патрубок, образующий с ней коническое сопло. На верхней части устья НКТ установлены задвижки для нагнетания, декомпрессии и сообщения с атмосферой. Конструкция данного устройства не позволяет увеличивать глубину проработки пласта. Кроме того, конструкция циркуляционного клапана в виде корпуса с боковыми окнами, радиальными отверстиями, запорными шариками и узлами уплотнения довольно сложна.

Технический результат в части устройства для осуществления способа для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта заключается в расширении технологических возможностей устройства при упрощении конструкции. Этот результат достигается тем, что в известном устройстве для осуществления способа увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта, содержащем колонну насосно-компрессорных труб с установленными внутри циркуляционным клапаном и патрубком в нижней части, перед патрубком установлен гидроперфоратор с боковыми соплами и нижним седлом с расположенным на нем циркуляционным клапаном, выполненным в виде пустотелого цилиндрического поршня со сферическими торцами, а на устье насосно-компрессорных труб установлена камера-ловушка для циркуляционного клапана с выходным вентилем. Циркуляционный клапан заполнен терморасширяющимся веществом, в качестве которого используют сжиженный газ или спирт.

Камера-ловушка для циркуляционного клапана выполнена в виде установленного в корпусе подпружиненного резинового стакана.

Наличие в предлагаемом устройстве гидроперфоратора, выполненного с боковыми соплами дает возможность продавливать в пласт растворитель при избыточном давлении порядка 15-30 МПа струями через сопла со скоростью 200-300 м/сек, что увеличивает глубину обработки зоны пласта, расширяя тем самым его технологические возможности, циркуляционный клапан имеет простую конструкцию и, кроме того, выдерживает давление до 60 МПа и более за счет развивающегося в нем внутреннего давления при температуре порядка 115-120°С при глубинах скважины около 3000 м, так как он заполнен терморасширяющимся веществом, что также расширяет технологические возможности устройства. Кроме того, циркуляционный клапан имеет незначительный вес за счет своей пустотелости и при низком давлении в скважине может подниматься до устья вымыванием через затрубное пространство, так как плотность его за счет пустотелости и газонаполненности весьма невелика. Это исключает засорение насосно-компрессорных труб, застрявших в них клапанами.

На фиг.1 изображена скважина с установленным в ней устройством для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта.

На фиг.2 - циркуляционный клапан, разрез.

Устройство для увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта содержит установленную в обсадной скважине 1 колонну НКТ 2 с патрубком-хвостовиком 3, перед которым установлен гидроперфоратор 4 с боковыми соплами 5 и нижним седлом 6 с расположенным на нем циркуляционным клапаном 7, выполненным в виде пустотелого цилиндрического поршня со сферическими торцами, на устье насосно-компрессорных труб установлена камера-ловушка 8 для циркуляционного клапана 7 после трубной задвижки 9. Камера-ловушка 8 содержит корпус 10, приемник 11, выполненный из кислотостойкой резины в форме стакана с горловиной 12 для вхождения циркуляционного клапана 7, пружинный амортизатор 13, продувочный вентиль 14, запорная задвижка 15 установлена на затрубном пространстве.

Циркуляционный клапан 7 состоит из соединенных встречной резьбой верхнего 16 и нижнего 17 стаканов со сферическими днищами 18. Причем нижний стакан 17 тяжелее верхнего стакана 16 для предотвращения заклинивания циркуляционного клапана 7 в НКТ. Внутренняя полость стаканов 16 и 17 заполнена терморасширяющимся веществом с плотностью менее 1 г/см³, например, сжиженным газом или спиртом.

Заявленный способ увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта с помощью заявленного устройства осуществляется следующим образом.

В начальный момент осуществления способа увеличения степени восстановления проницаемости зоны пласта циркуляционный клапан 7 установлен на седле 6. В НКТ 2 закачивают расчетное количество (порядка 4-8 м³) растворителя в зависимости от размера (высоты) пласта, состава пород, дебита, степени кольматации и пр.

Растворитель продавливают в пласт при избыточном давлении порядка 15-30 МПа струями через сопла 5 со скоростью 200-300 м/сек. Растворитель разрушает техногенную пленку, сорбированную стенками пор фильтрационных каналов пласта, и подготавливает пласт к обработке кислотой.

Скорость закачивания жидкостей в пласт установлена опытным путем. Так при скорости струй менее 200 м/сек происходит не столько проникновение жидкости в пласт, сколько размыв пласта в призабойной зоне, а при скоростях более 300 м/сек начинается гидроразрыв пород пласта в большей мере, чем промывка существовавших фильтрационных каналов пласта.

Следом за растворителем через 5-10 мин при тех же параметрах избыточного давления и скорости струй подают в пласт расчетное количество (10-12 м³) 12%-ной соляной кислоты. Скважину 1 выдерживают закрытой в течение 10-12 часов.

При подаче кислоты без предварительной обработки пласта растворителем кислота может вступить в реакцию не со стенками фильтрационных каналов, а со свежими породами, под собственной тяжестью уйти в нижние водонасыщенные породы пласта и обводнить газо- или нефтеносный слой, что создаст дополнительные трудности для добычи углеводородов.

Затем открывают трубное пространство (трубную задвижку 9, продувочный вентиль 14) и под действием высокого давления в пласте клапан 7 поднимается и поступает в приемник 11 камеры-ловушки 8 и удерживается в ней, освобождая НКТ для приема углеводородов через патрубок хвостовика 3.

После фиксации клапана 7 в камере-ловушке 8, закрывают трубную задвижку 9 и демонтируют камеру-ловушку 8 вместе с извлеченным из скважины клапаном 7. После этого скважину продувают или промывают общеизвестными способами от продуктов реакции с выпуском флюидов на факел или в амбар.

Промытую скважину после кислотной обработки и отработки в амбар пускают в эксплуатацию. При необходимости повторной обработки, по мере кольматации призабойного пласта (ПЗП) в процессе эксплуатации скважины, вышеописанный процесс повторяют. Но в этом случае, перед началом работ, клапан 7 через открытую трубную задвижку 9 сбрасывают в НКТ 2, где он за счет своего веса опускается на посадочное седло 6, а на устье вновь монтируют камеру-ловушку 8.

Экономический эффект от использования данного изобретения, в зависимости от продуктивности скважин, составит от 500 до 1500 тыс. руб. на одну скважино-операцию.