Способ очистки призабойной зоны скважины

Способ очистки призабойной зоны скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки призабойной зоны пласта и восстановления продуктивности скважин.

Известен способ термохимической очистки призабойной зоны скважины (патент RU №2167284 МПК E21B 43/24, E21B 43/27, опубл. в бюл. №14 от 20.05.2001 г.), включающий спуск НКТ с магнием, последующую закачку соляной кислоты и выдержку во времени реагентов на реакцию, при этом на НКТ устанавливают заглушку из силуминового сплава, внутреннее пространство НКТ заполняют гранулированным магнием, затем по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором и оставляют на реакцию с асфальтено-парафиновыми отложениями, после чего по межтрубному пространству в скважину закачивают водный раствор соляной кислоту 15%-ной концентрации и после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием при открытом затрубном пространстве в скважину закачивают бисульфат натрия водного NaHS₄O₂ концентрацией 11% и раствор карбоната натрия концентрацией 5%, разделенные в НКТ буфером, после чего трубное пространство открывают, в результате чего происходит выброс из скважины растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный с закачкой в скважину различных химических реагентов;

-во-вторых, низкая эффективность очистки призабойной зоны в скважинах с пескопроявлениями. Это связанно с тем, что в таких скважинах закачиваемый химический реагент с целью удаления асфальтено-парафиновых отложениий не может проникнуть в призабойную зону пласта из-за наличия песка, шлама, грязи.

Известен способ очистки перфорации призабойной зоны скважины (патент RU №2456434, МПК E21B 37/00, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2012 г.), характеризующийся тем, что создают депрессионный перепад давления между полостью скважины и полостью насосно-компрессорных труб за счет спуска в скважину насосно-компрессорных труб, снабженных последовательно расположенными в порядке удаленности от дневной поверхности гидровакуумной желонкой в закрытом положении, пакером и клапаном-хлопушкой, посадкой пакера осуществляют отделение призабойной зоны под пакером от полости скважины над пакером, за счет открытия гидровакуумной желонки осуществляют рывок жидкости из пласта в полость насосно-компрессорных труб и удаление загрязнений из перфорации призабойной зоны, после попадания загрязнений из зоны перфорации в полость насосно-компрессорных труб осуществляют закрытие гидровакуумной желонки, а после отстаивания загрязнений в области над клапаном-хлопушкой осуществляют повторное открытие гидровакуумной желонки для повторной очистки перфорации призабойной зоны, при этом после заполнения полости насосно-компрессорных труб жидкостью осуществляют свабирование.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительность процесса очистки перфорации призабойной зоны скважины с применением гидровакуумной желонкой, что вызывает большие финансовые и материальные затраты;

- во-вторых, низкая эффективность очистки перфорации призабойной зоны скважины обусловлена тем, что гидровакуумная желонка позволяет извлечь песок, шлам, грязь, но не удаляет асфальтено-парафиновые отложения в призабойной зоне пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ очистки скважины (патент RU №2451159, МПК E21B 37/00, опуб в бюл. №14 от 20.05.2012 г.), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце в скважину, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, разобщение пространства колонны труб выше пакера подпружиненным клапаном, при этом дополнительно выполняют сообщение пространства колонны труб выше подпружиненного клапана с межтрубным пространством скважины, разобщение колонны труб выше места сообщения с межтрубным пространством плунжером с клапаном, отбор жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине, повышение давления в колонне труб с устья скважины, передачу давления к подпружиненному клапану, открывание подпружиненного клапана и сообщение подпакерного пространства с межтрубным пространством.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине с последующим повышением давления в колонне труб с устья скважины;

- во-вторых, низкое качество реализации способа в пескопроявляющих скважинах, что связано с возможной негерметичной посадкой подпружиненного клапана вследствие «забивания» песком, шламом и грязью посадочного седла клапана;

- в-третьих, низкая эффективность очистки скважины и призабойной зоны пласта в скважинах с пескопроявлениями позволяет извлечь песок, шлам, грязь, но не удаляет асфальтено-парафиновые отложения в призабойной зоне пласта.

Задачей изобретения является упрощение технологического процесса реализации способа, а также повышение эффективности и качества очистки призабойной зоны скважины.

Поставленная задача решается способом очистки призабойной зоны скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, очистку призабойной зоны скважины.

Новым является то, что перед очисткой призабойной зоны скважины в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель, при этом радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере, затем на устье скважины собирают компоновку, состоящую снизу-вверх: из пера, подпружиненного от выступа колонны насосно-компрессорных труб, и пакера, установленного в составе колонны насосно-компрессорных труб, при этом используют перо меньшего диаметра, чем колонна насосно-компрессорных труб, которое размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб с выступающей нижней частью пера из колонны насосно-компрессорных труб, при этом перо имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб при упоре в загрязнения зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины, спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб до изменения веса и промывке до восстановления веса продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб шарик, который садится на посадочное седло полой втулки, создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера, при этом открываются радиальные отверстия пера, спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин, производят промывку интервалов перфорации пласта в объеме скважины, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта, для этого производят закачку и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м на 1 м толщины пласта, распакеровывают пакер, извлекают компоновку на устье скважины и выполняют технологическую выдержку для реагирования, затем производят извлечение продуктов реакции свабированием.

На фиг.1, 2 и 3 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ актуален для очистки призабойной зоны скважины и восстановления продуктивности пласта скважины в тех случаях, когда из пласта вместе с продукцией происходит пескопрояление, т.е. песок из пласта через интервалы перфорации попадает в ствол скважины. Откуда часть песка вместе с продукцией отбирается скважинным насосом на устье скважины, а другая часть песка оседает на забой, где уплотняется. В результате зумпф скважины уменьшается и может произойти заваливание песком и загрязнениями (грязью, мехпримесями) вплоть до перекрытия интервалов перфорации пласта.

Предлагаемый способ позволит произвести очистку скважины и восстановить продуктивность пласта за счет промывки забоя и интервалов перфорации пласта с последующей кислотной обработкой призабойной зоны пласта за один спуск инструмента в скважину.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На скважине, имеющей забой на глубине 1150 м и продуктивный пласт в терригенном коллекторе в интервале 1142-1146 м, перед проведением работ по очистке призабойной зоны скважины и восстановлению продуктивности пласта 1 (см. фиг.1) скважины 2 в нижней части пера 3 выполняют радиальные отверстия 4, ниже которых устанавливают ограничитель 5.

Например, перо 3 выполняют в виде отрезка насосно-компрессорной трубы диаметром 60 мм с толщиной стенки 5,0 мм и длиной, например, 1,5 м, а ограничитель 5 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения пера 3. Срез пера 1, например, выполняют под углом к оси, равным 35°.

Радиальные отверстия 4 в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой 6, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 5 пера 3. Например, в пере 3 в одном ряду выполняют 10 отверстий по 8 мм.

Затем на устье скважины 2 собирают компоновку 7, состоящую снизу-вверх: из пера 3, подпружиненного посредством пружины 8 от выступа 8' колонны насосно-компрессорных труб 9 и пакера 10. Пакер 10 устанавливают в составе колонны насосно-компрессорных труб 9 с таким расчетом, чтобы он находился выше пласта на 10 м, т.е. в интервале 1132 м. Например, выступ 8' выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения в трубе колонны насосно-компрессорных труб 9.

В качестве пакера 10 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок в скважине (например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМ02-ЯГ1 (М).

Используют перо меньшего диаметра - d, равное 60 мм, чем колонна насосно-компрессорных труб с диаметром D, равным, например, 89 мм.

Перо 3 размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб 9 с выступающей нижней частью пера 3 из колонны насосно-компрессорных труб 9.

Перо 3 имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб 9 при упоре в загрязнения 11 зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины. Диаметр пружины 8 подбирают эмпирически, обеспечивая возвратное перемещение пера 3 относительно колонны насосно-компрессорных труб 9. Например, пружину 8 выполняют из пружинной стали, например 65Г, диаметром 15 мм.

Например, в данном случае вес колонны насосно-компрессорных труб составляет 82 кН. Спуск компоновки 7 производят до упора пера 3 в загрязнения 11 (песок и грязь, выходящие из пласта вместе с продукцией и оседающие на забое 12 скважины 2) зумпфа, например, в интервале 1144 (при интервале перфорации пласта 1142-1146 м) до изменения (разгрузки) веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 до 77 кН, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 до веса 82 кН.

В качестве промывочной жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м³ с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.

Операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб 9 до изменения веса до 77 кН и промывке до восстановления веса 82 кН продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 и достижения забоя 12 на глубине 1150 м. Таким образом, в процессе очистки скважины 1 постепенно, сочетая разгрузку веса колонны насосно-компрессорных труб с восстановлением его веса, производят очистку скважины от песка, шлама, мехпримесей.

Далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб 9 (см. фиг.2) шарик 13, который садится на посадочное седло полой втулки 6.

С помощью насосного агрегата, например, ЦА-320 создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб 9, равное, например, 10 МПа. Под действием избыточного давления полая втулка 6 перемещается вниз до упора в ограничитель 5, приоткрываются радиальные отверстия 4 пера 3. После этого с устья скважины 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб 9 так, чтобы радиальные отверстия 4 пера 3 находились напротив кровли 14 пласта 1.

Затем осевыми перемещениями колонны труб с устья скважины 2 от кровли 14 до подошвы 15 пласта 1 со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта (1142-1146 м) от загрязнений 11 в объеме скважины, равном 15,72 м³.

Очистку призабойной зоны скважины 2 продолжают и приступают к удалению асфальтено-парафиновых отложений. Для этого сажают пакер 10 (см. фиг.3) так, чтобы он находился на расстоянии 10 м выше кровли 13 пласта 1.

Производят кислотную обработку пласта 1 в скважине 2. Для этого производят закачку с помощью малопроизводительного насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано) по колонне насосно-компрессорных труб 9 (см. фиг.3) и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м³ на 1 м толщины пласта 1 в призабойную зону скважины 2.

В данном случае при толщине пласта 1, равной 4 м, производят закачку в колонну 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме, равном 2 м³, и продавливают ее в пласт 1 технологической жидкостью в объеме, равном 6,7 м³.

Закачку и продавку 15%-ного водного раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины производят, например, с расходом 12-14 л/с под давлением не более допустимого на пласт, например 12,0 МПа.

В качестве технологической жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м³. При реализации способа применяют, например, кислоту соляную синтетическую техническую (НС1) по ГОСТ 857-95.

В качестве малопроизводительного насосного агрегата, например, используют агрегат для кислотной обработки скважин марки СИН32 производства ООО «Синергия-Н», обеспечивающий параметры закачки в пределах 11-18 л/с при максимальном давлении 32 МПа.

Распакеровывают пакер 10 (см. фиг.1, 2, 3), извлекают компоновку 7 на устье скважины 2. Выполняют технологическую выдержку для реагирования, например, в течение 3,0 ч.

Производят извлечение продуктов реакции любым известным способом, например свабированием (на фиг.1 и 2 не показано) по эксплуатационной колонне скважины 2 (см. фиг.З).

Предлагаемый способ очистки призабойной зоны скважины имеет простой технологический процесс реализации, так как за один спуск инструмента позволяет произвести очистку скважины и кислотную обработку призабойной зоны скважины, что значительно сокращает финансовые затраты, а повышение эффективности и качества очистки призабойной зоны скважины в предлагаемом способе достигается за счет последовательного удаления из скважины сначала песка, шлама, мехпримесей, а затем проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Способ очистки призабойной зоны скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, очистку призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что перед очисткой призабойной зоны скважины в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель, при этом радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере, затем на устье скважины собирают компоновку, состоящую снизу-вверх: из пера, подпружиненного от выступа колонны насосно-компрессорных труб и пакера, установленного в составе колонны насосно-компрессорных труб, при этом используют перо меньшего диаметра, чем колонна насосно-компрессорных труб, которое размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб с выступающей нижней частью пера из колонны насосно-компрессорных труб, при этом перо имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб при упоре в загрязнения зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины, спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб до изменения веса и промывке до восстановления веса продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб шарик, который садится на посадочное седло полой втулки, создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера, при этом открываются радиальные отверстия пера, спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта в объеме скважины, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта, для этого производят закачку и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м³ на 1 м толщины пласта, распакеровывают пакер, извлекают компоновку на устье скважины и выполняют технологическую выдержку для реагирования, затем производят извлечение продуктов реакции.