Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки прискважинного пространства от отложений различного рода, прежде всего асфальтосмолистых и парафиновых.

Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж. X. Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-й перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30% и 50% концентрации перекиси водорода. Недостатком данного способа является длительный период технологической выдержки и остановки нефтедобывающей скважины, а также низкая эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления, принятый за прототип (патент РФ №2219333, Е 21 В 43/25, 20.12.2003). Способ осуществляется с помощью устройства, содержащего герметичный контейнер, верхняя часть которого закрыта неуправляемым клапаном. Контейнер соединен с заборником, имеющим боковые прорези. Заборник верхней частью соединен с депрессионной камерой, содержащей управляемый клапан. Осуществляют доставку в обрабатываемый интервал скважины на каротажном кабеле термогазогенератора, размещенного в герметичном контейнере. Внутри контейнера находятся тепловыделяющее вещество в виде карбида кальция и сосуд с водой, содержащий узел разгерметизации. С наземного пульта управления по жиле каротажного кабеля, электрическому проводу подается импульс на узел разгерметизации сосуда с водой. Вода взаимодействует с карбидом кальция, выделяя тепло и водород. Возникает давление внутри контейнера и неуправляемый клапан-пробка открывается. Через прорези заборника нагретая смесь попадет в скважину. Происходит обработка призабойной зоны пласта горячими продуктами реакции. После окончания реакции для полного использования генерированного тепла выдерживают технологическую паузу. Создают депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону. От наземного пульта управления подается импульс тока на управляемый клапан, разгерметизируя депрессионную камеру.

Недостатком данного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Техническим результатом способа является повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы и тепловыделяющего вещества, создание давления, обработку призабойной зоны пласта, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону, согласно изобретению закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы герметичную емкость, причем по мере спуска в насосно-компрессорные трубы заливают перекись водорода, после чего подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой, затем подают 5%-й раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды, после спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, затем создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, причем после технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины поясняется чертежом, где:

1 - насосно-компрессорная труба;

2 - обсадная труба;

3 - неуправляемый клапан-пробка, закрепленный шпильками на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1;

4 - обрабатываемый интервал скважины;

5 - скважинный фильтр;

6 - перекись водорода (тепловыделяющее вещество);

7 - второй неуправляемый клапан-пробка;

8 - буферная жидкость - ацетатный буфер;

9 - катализатор - 5%-й раствор марганца;

10 - вода;

11 - аварийный клапан;

12 - контрольный клапан;

13 - манометр;

14 - насос;

15 - резервуар.

Способ обработки призабойной зоны скважины осуществляют следующим образом. Закрепляют на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1 шпильками (на чертеже условно не показаны) неуправляемую клапан-пробку 3. Клапан-пробка 3 образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы 1 герметичную емкость. По обсадной трубе 2 в обрабатываемый интервал 4 скважины спускают насосно-компрессорную трубу 1 с закрепленной на ее нижнем конце шпильками неуправляемой клапан-пробкой 3. По мере спуска насосно-компрессорной трубы 1 в нее заливают заданный объем перекиси водорода 6, определяемый необходимой глубиной обработки (очистки) призабойной зоны скважины. Затем устанавливают вторую неуправляемую клапан-пробку 7 и подают буферную жидкость 8 (ацетатный буфер), нейтральную к перекиси водорода. Плотность буферной жидкости 8 (ацетатного буфера) принимают больше плотности катализатора 9 (5%-ного раствора марганца) для обеспечения минимального их перемешивания. После подачи буферной жидкости 6 заливают катализатор 9 (5%-ный раствор марганца). Плотность катализатора 9 (5%-го раствора марганца) принимают больше плотности воды 10, подаваемой после него для обеспечения их минимального перемешивания. После спуска насосно-компрессорной трубы 1 в обрабатываемый интервал скважины 4 создают противодавление заполнением водой 10 зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами. Затем создают давление на внутреннюю емкость насосно-компрессорной трубы 1, образованную клапан-пробкой 3, с помощью насоса 14. После скачка давления, вызванного срезом шпилек неуправляемой клапан-пробки 3, фиксируемого манометром 13, по насосно-компрессорной трубе 1 нагнетают воду 10 в обрабатываемый интервал 4 скважины в объеме, принимаемом исходя из необходимой глубины очистки (обработки) обрабатываемого интервала 4 скважины. После технологической выдержки противодавление с зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами снимают и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта (скважины) путем ее промывки аэрированным буровым раствором (ацетатным буфером), собираемым на поверхности в резервуар 15. В качестве буферной жидкости 8, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер, имеющий химическую формулу вида СН₃СООН+СН₃COONa (5%-ный раствор), что позволит повысить безопасность процесса и снизить себестоимость добычи нефти. В качестве катализатора используют 5%-й раствор марганца, позволяющий повысить теплоту разложения раствора в нефтяном пласте. Для предотвращения возникновения критических давлений при осуществлении технологических операций способа устанавливают аварийный клапан 11 и контрольный клапан 12.

Закачка в заданном объеме перекиси водорода 6 непосредственно по насосно-компрессорной трубе 1 может привести к преждевременному разложению перекиси водорода 6 непосредственно в трубе 1, поскольку происходит взаимодействие со скважинным флюидом, содержащим углеводороды и пластовую воду. Кроме этого, перекись водорода 6 контактирует непосредственно со стенками насосно-компрессорной трубы 1, а оксиды железа являются катализаторами реакции разложения. Поэтому предлагается поместить заданный объем перекиси водорода в герметичную емкость, образованную внутренним пространством насосно-компрессорной трубы 1 и неуправляемой клапан-пробкой 3, закрепленной на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1 и герметизирующей ее, а также второй неуправляемой клапан-пробкой 7, выполненной, например, из эластичного или хрупкого материала. При установке герметичной емкости с тепловыделяющим веществом в обрабатываемом интервале 4 скважины затрубное пространство (между обсадной 2 и насосно-компрессорной 1 трубами) заполняют водой 10 и перекрывают (герметизируют) устье скважины для создания противодавления гидростатикой, обеспечивая эффективное проникновение перекиси водорода 6 в призабойную зону пласта (скважины). Во время реакции при разложении перекиси водорода 6 выделяются различные продукты распада, способствующие повышению подвижности нефти и значительно снижающие ее вязкость. Во время реакции давление на устье скважины растет. По мере начала его падения на устье скважины открывают затрубное пространство. Для создания депрессионного воздействия на призабойную зону пласта и удаления кольматантов, расплавленных парафинов, а также асфальтосмолистых отложений в насосно-компрессорной трубе 1 подают аэрированный буровой раствор для создания циркуляции и очистки призабойной зоны пласта аналогично процессу освоения скважины. После этого скважину вводят в эксплуатацию.

Применение предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины обеспечивает следующие преимущества:

- повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины;

- повышение эффективности использования выделяющейся энергии;

- снижение затрат на добычу нефти.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы и тепловыделяющего вещества, создание давления, обработку призабойной зоны пласта, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону, отличающийся тем, что закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы герметичную емкость, причем по мере спуска в насосно-компрессорные трубы заливают перекись водорода, после чего подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой, затем подают 5%-ный раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды, после спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, затем создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, причем после технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером.