Комплексная технология очистки призабойной зоны скважин

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для очистки призабойной зоны скважины. Комплексная технология очистки призабойной зоны скважин включает спуск в скважину труб, закачивание в интервал обработки реагентов и выдерживание их на реакции, очистку пласта и подъем труб. Очистку призабойной зоны ведут в несколько этапов в одну спуско-подъемную операцию. На первом этапе в скважину закачивают 10% водный раствор карбоната натрия с добавками силиката натрия в количестве 2% от объема карбоната натрия из расчета 0,8 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта. Затем производят очистку пласта. На втором этапе в скважину закачивают 10% водный раствор бисульфата натрия из расчета 0,5 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта. На третьем этапе после неоднократной очистки пласта, достижения заданного притока и снятия кривой восстановления давления производят подъем труб. Повышается эффективность очистки призабойной зоны скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для очистки призабойной зоны скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачивание в нее реагентов и выдерживание их в зоне обработки [1]. Известная технология предполагает использование растворителя - хлор и/или фторуглеводородов и дополнительно кислотной обработки зоны пласта раствором определенной концентрации до и после закачивания растворителя. Наиболее близкой к заявляемой технологии (прототип) является технология обработки призабойной зоны скважин, включающая спуск в скважину насосно-компрессорных труб, перекрытие межтрубного пространства, закачивание в призабойную зону пласта различных реагентов и выдерживание их в зоне обработки [2]. В качестве реагентов используют соляную кислоту (HCl), уксусную кислоту (CH₃COOH), фтористоводородную кислоту (HF), а также поверхностно-активные вещества (сульфонол, нианол и др.) и ингибиторы коррозии (реагент БА-6, реагент ИКИХП- 2, катанин, катамин и др.).

Общим недостатком известных технологий обработки призабойной зоны скважин является их невысокая эффективность ввиду отсутствия комплексного воздействия на осадки в призабойной зоне пласта, представляющие собой смесь как органических, так и неорганических, асфальто-смолистых и парафинистых отложений.

Задачей изобретения является повышение эффективности очистки призабойной зоны скважин.

Для решения указанной задачи в известной технологии очистки призабойной зоны скважин, включающей спуск в скважину труб с устройством для очистки призабойной зоны скважин, закачивание в интервал обработки реагентов и выдерживание их на реакции, очистку пласта и подъем труб, очистку призабойной зоны ведут в несколько этапов за одну спуско-подъемную операцию, при этом на первом этапе в скважину закачивают 10% водный раствор карбоната натрия с добавками силиката натрия в количестве 2% от объема карбоната натрия из расчета 0,8 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта, затем производят очистку пласта, после чего на втором этапе в скважину закачивают 10% водный раствор бисульфата натрия из расчета 0,5 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта, затем на третьем этапе после неоднократной очистки пласта, достижении заданного притока и снятия кривой восстановления давления производят подъем труб.

Предлагаемую комплексную технологию очистки призабойной зоны скважин можно осуществлять с помощью устройства по патенту N 2141558.

На фиг.1, 2 показаны верхняя и нижняя части устройства соответственно.

Устройство состоит из депрессионной камеры 1, выполненной в виде двух концентрично размещенных друг относительно друга труб 2 и 3. Депрессионная камера снабжена в верхней части наголовником 4, а в нижней - муфтой перекрестного сечения 5. Внутренний ряд труб 2 герметично соединен в верхней части с наголовником 4 с помощью уплотнительных колец 6, а в нижней части с муфтой перекрестного сечения 5 с помощью уплотнительных колец 7.

Количество труб внутреннего 2 и наружного ряда 3, соединенных соответственно муфтами 8 и 9, может быть разным в зависимости от требуемого объема депрессионной камеры. 1.

В наголовнике 4 выполнен клапан разрядки избыточного давления 10 для стравливания воздуха, находящегося в камере в момент ее открытия и избыточного давления флюида после подъема устройства на устье скважины.

В муфте перекрестного сечения 5 выполнены осевые отверстия 11 для соединения депрессионной камеры 1 с призабойной зоной скважины и радиальные отверстия 12 для соединения внутренней полости труб 13, на которых устройство спускается в скважину, с затрубным пространством.

Муфта соединена при помощи патрубка 14 с приводным устройством, которое состоит из корпуса 15, переводника 16 с отверстиями 17, ограничителя 18, поршня 19 с кольцевой канавкой 20 и запорных шаров 21, установленных в отверстиях переводника 17 и канавке поршня 20 с возможностью взаимодействия переводника 16 с ограничителем 18.

На наружной поверхности поршня 19 установлены герметизирующие кольца 22, а патрубок 14 соединен с переводником 16 приводного устройства с помощью муфты 23 и центрируется в корпусе 15 обоймой 24.

Ограничитель 18 жестко установлен в корпусе переводного устройства на конструкционных штифтах 25, а переводник 16 установлен с возможностью осевого перемещения в корпусе приводного устройства на срезаемых штифтах 26, на которые упирается муфта 23 переводника 16.

Под приводным устройством расположен гидропульсатор, который состоит из корпуса 27, верхней опоры 28 с осевыми каналами 29, нижней опоры 30 с осевыми каналами 31 и цилиндрического ступенчатого ротора 32, состоящего из цилиндров меньшего и большего диаметра. Ротор 32 установлен с возможностью вращения в верхней опоре 28 на шаре 33 и центрируется в корпусе центратором 34. В цилиндре большего диаметра ротора 32 выполнено под углом наклонное отверстие 35. Под гидропульсатором установлены обратный клапан, состоящий из седла 36 и шара 37, и заглушенный хвостовик 38 с перфорационными отверстиями 39. Внутри хвостовика монтируется в специальном кармане 40 манометр 41. Устройство спускается в скважину на трубах 13, а над устройством установлен пакер 42.

Очистку призабойной зоны скважин осуществляют следующим образом.

Устройство в собранном виде (как показано на чертеже) спускают на трубах 13 в скважину на необходимую глубину (интервал призабойной зоны, подлежащий обработке). На устье скважины готовят 10% водный раствор карбоната натрия Na₂CO₃ с добавками силиката натрия Na₂SiO₃ в количестве 2% от объема карбоната натрия из расчета 0,8 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта. Указанный раствор продавливают агрегатом (на пример, ЦА-320) через трубы до интервала обработки. Закрывают затрубную задвижку (на чертеже не показана) и далее приготовленный раствор закачивают в призабойную зону пласта. Под давлением выдерживают на реакции в течение 1 часа.

Закаченный раствор растворяет в призабойной зоне скважины осадки, представляющие собой смесь неограниченных осадков асфальто-смолистых и парафинистых отложений. Присутствующая в осадках гудронообразная нефть под действием кислоты растворяется. Для извлечения продуктов реакции и очищения пласта спущенные трубы плавно разгружают на забой. Срабатывает клапанное устройство, освобождая поршень 19, который выталкивается вверх, открывая проход в депрессионную камеру 1.

Скважинная жидкость, содержащая механические примеси, под воздействием мгновенно создаваемого перепада давления с высокой скоростью проникает в камеру, увлекая за собой продукты реакции кислотной ванны из пласта, глинистый раствор, шлам. Для лучшей очистки пласта, чтобы камера не заполнялась затрубной жидкостью одновременно с разгрузкой подвески на забой, герметизируется затрубное пространство пакером 42.

После заполнения камеры в подвеску НКТ спускается свабированное оборудование (на чертеже не показано) и производится первый этап планового вызова притока из пласта и отбор пробы. Обычно после одной кислотной ванны не достигается максимальный эффект по восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта. Наличие в пласте остатков раствора глушения, глинистых частиц, наличие высокого содержания Ca +2 и Mg +2 в пластовой воде снижают эффективность существующих технологий. Поэтому так необходимо удаление из воды Ca +2 и Mg +2. С этой целью используют раствор карбоната натрия Na₂CO₃ с добавками силиката натрия Na₂SiO₃. В результате обеспечивается суммарное содержание во взвеси Ca +2 и Mg +2 до 95%, при этом образуется гидролизиокремневая кислота, обладающая антикоррозионными свойствами. Эту взвесь и удаляют методом свабирования по НКТ не поднимая подвеску. В процессе свабирования по анализам определяют степень очистки пласта и снимают кривую восстановления давления (КВД). Для полного растворения не только неорганических отложений, но и органической части осадка на втором этапе на устье скважины готовят 10% водный раствор бисульфата натрия NaHSO₄ из расчета 0,5 м³ на 1 метр эффективной мощности пласта. Указанный раствор закачивают в призабойну зону пласта и под давлением выдерживают на реакции до 3 часов. Обычно в раствор добавляют ингибиторы коррозии (2-5%).

Далее проводится третий этап вызова притока - методом свабирования, при достижении заданного притока, закрывают затрубную, трубную задвижку на устье и снимают КВД. Весь процесс от начала до конца описывается глубинным манометром. После этого подвеска поднимается на устье. Поднятую грязь, раствор из депрессионной камеры сливают в грязную емкость, отбирают анализ на состав. По рекомендации спускают насосное оборудование.

Главная отличительная особенность данной технологии заключается в том, что за один спуск - подъем подвески производят комплекс работ с выигрышем во времени с высоким качеством очистки забоя, химическая обработка пласта, свабирование с гидродинамическим исследованием.

Одним из главных показателей эффективности является сокращение затрат времени и средств на освоение скважины и очистки ПЗП и, как следствие, увеличение межремонтного периода скважины.

В результате применения предлагаемой технологии на скважинах объединения Мегионнефтегаз увеличился их дебит и скважины длительное врем работают без снижения дебита.

Источники информации 1. Патент РФ N 2103477, кл. E 21 B 37/00, опубл. 27.01.98 г. Бюлл. N 3.

2. Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И.Хасамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти, Москва, Недра, 1991 г., стр. 117, рис. 4.15 (прототип).

Формула изобретения

Комплексная технология очистки призабойной зоны скважин, включающая спуск в скважину труб, закачивание в интервал обработки реагентов и выдерживание их в реакции, очистку пласта и подъем труб, отличающаяся тем, что очистку призабойной зоны ведут в несколько этапов за одну спуско-подъемную операцию, при этом на первом этапе в скважину закачивают 10% водный раствор карбоната натрия с добавками силиката натрия в количестве 2% от объема карбоната натрия из расчета 0,8 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта, затем производят очистку пласта, после чего на втором этапе в скважину закачивают 10% водный раствор бисульфита натрия из расчета 0,5 м³ на 1 погонный метр эффективной мощности пласта, затем на третьем этапе после неоднократной очистки пласта, достижении заданного притока и снятия кривой восстановления давления производят подъем труб.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2