Способ освоения скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта
Владельцы патента RU 2698354:
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин. Технический результат - сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, минимизация коррозии внутрискважинного оборудования. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает в себя этапы кислотной обработки призабойной зоны скважины, на которых закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны, на котором доспускают свабограничитель на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины не менее 1 объема эксплуатационной колонны +1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей, причем текучая среда, двигаясь из интервала перфорации вниз по межтрубью и далее через башмак вверх по НКТ, удаляется как из пласта, так и из зумпфа скважины. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин.
Уровень техники
В общем случае под способом освоения понимается комплекс операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину и подготовке скважины к эксплуатации. Одной из наиболее распространенных операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину является кислотная обработка.
При осуществлении операции кислотной обработки призабойной зоны при освоении нефтедобывающей скважины возникает ряд существенных трудностей, связанных с необходимостью проведения дополнительных операций по промывке скважины и полному удалению продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта. В случае высокой приемистости пласта и значительного интервала зумпфа, в силу более высокого удельного веса кислотная композиция по сравнению со скважинной жидкостью, проникает в верхнюю часть зумпфа ниже интервала перфорации. Последующее освоение скважины путем свабирования при вышеуказанном положении насосно-компрессорных труб (НКТ) не позволяет удалить эту часть кислоты из зумпфа, что при дальнейшей эксплуатации скважины может привести к коррозии металла эксплуатационной колонны и преждевременному ремонту. Оставшаяся кислота ухудшает коллекторские свойства пласта и качество добываемой нефти.
В настоящем изобретении вышеупомянутые проблемы были решены технологией спуска башмака (в виде свабоограничителя или замковой опоры) колонны насосно-компрессорных труб на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя нефтедобывающей скважины и производством свабирования в объеме не менее 1 объема эксплуатационной колонны + 1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей.
Использование технологии стимуляции продуктивного пласта с использованием кислотных композиций с последующим освоением нефтедобывающей скважины является широко известным.
Известен способ, при котором по спущенной колонне НКТ, башмак которой установлен ниже на 1-2 метра перфорированной толщины пласта, в пласт закачивают кислотную композицию. После реагирования скважины производят свабирование в объеме 1,5-2 объема скважины (РД 153-39.0-611-08 «Инструкция по технологии кислотной стимуляции пластов-коллекторов с применением кислотных стимулирующих композиций», Бугульма, 2008 стр. 13).
Известен способ освоения «обычных» наклонно направленных скважин, в т.ч. и «обычных» горизонтальных скважин с одним стволом (РД 39-0147585-140-96, «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин», Бугульма, 1996 г., стр. 29), предполагающий спуск НКТ со свабным ограничителем до нижних перфорационных отверстий в «обычных» скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, и до башмака эксплуатационной колонны - в «обычных» горизонтальных скважинах с одним горизонтальным стволом
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (см. Е.П. Солдатов, И.И. Клещенко, В.Н. Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" 1997, №6-7, с. 27-29), включающее установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), сваб, спущенный в колонну (НКТ) с ограничителем хода, а также с пакером, устанавливаемым выше пласта или без него.
Известен «Способ строительства многозабойной скважины» (Патент RU №2518585, МПК Е21В 7/04, Е21В 43/14, опубл. 10.06.2014), при котором в. вертикальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером в районе башмака эксплуатационной колонны. Осваивают оба пласта одновременно с помощью свабирования и с последующей соляно-кислотной обработкой стволов.
Известен «Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта» (Патент RU №2140531, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999) в скважинах, эксплуатирующих терригенные низкопроницаемые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны. Для депрессионного воздействия метода свабирования в скважину спускают колонну НКТ, скомпонованную струйным насосом УОС-1, пакером и забойным фильтром с установкой башмака колонны в середине интервала перфорации.
Известен «Способ обработки пласта» (Патент RU №2228437, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.08.1999) при котором фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины. Проводят закачку реагента в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении. Проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины. Выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении. Проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.
Известен «Способ обработки призабойной зоны пласта» (Патент RU №2583104, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 10.05.2016) при котором объем продавочной жидкости принимается в объеме насосно-компрессорных труб и при продавке кислотную композицию закачивают до уровня башмака НКТ. Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.
Известен «Способ очистки призабойной зоны скважины» (Патент RU №2512222, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.04.2014) включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины. Перед очисткой призабойной зоны в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель. Отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере. На устье собирают компоновку, состоящую из пера, подпружиненного от выступа колонны НКТ и пакера. Перо имеет возможность осевого перемещения. Спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны НКТ. Проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны НКТ, сбрасывают в колонну НКТ шарик, создают избыточное давление в колонне НКТ, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель 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, 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.
Известно «Устройство для освоения пласта скважины свабированием» (Патент RU №2432456, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.10.2011), включающее сваб, колонну НКТ с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта. Колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр - сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. При этом наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх с возможностью продольного ограниченного перемещения. Наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки. Выше наконечника и пакера, но ниже ограничителя хода сваба в колонне НКТ установлен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса сбивающего элемента. При этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх и с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.
Однако обозначенные выше технические решения не направлены на решение указанных выше проблем, возникающих в сфере добычи нефти. В процессе закачки реагента, в силу более высокого удельного веса кислотной композиции по сравнению со скважинной жидкостью, часть кислоты, особенно при высокой приемистости пласта и значительном интервале зумпфа (более 25-30 м) ствола скважины, может проникнуть в верхнюю часть зумпфа ниже интервала перфорации. Последующее освоение скважины путем свабирования при вышеуказанном положении НКТ не позволяет удалить эту часть кислоты из зумпфа, что при дальнейшей эксплуатации скважины может привести к коррозии металла эксплуатационной колонны и преждевременному ремонту. Для удаления кислоты и продуктов ее реакции из зумпфа после проведения закачки по ряду технологий (НСКВ, КНН и др.) технологическими регламентами и РД предусматривается конечная промывка скважины с допуском пера до текущего забоя. При этом не учитывается негативное воздействие промывочной жидкости, неизбежно попадающей в пласт, на его коллекторские свойства.
Известно «Устройство для освоения пласта скважины свабированием» (Патент RU №2432457, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.06.2015), которое может быть принято в качестве прототипа, представляющее собой устройство включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта. Выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой, зафиксированной срезным элементом относительно колонны НКТ и снабженной подпружиненным вниз клапаном. Полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз под действием создаваемого избыточного давления в колонне НКТ до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны НКТ с последующей фиксацией пружинным разрезным стопорным кольцом за верхний торец полой втулки и сообщения внутреннего пространства колонны НКТ с надпакерной зоной. При этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх и с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.
Недостатком данного устройства является сложность в изготовлении конструкции данного устройства, неполное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны в случае высокой приемистости пласта и значительного интервала зумпфа ствола скважины.
Сущность изобретения
Для преодоления вышеуказанных проблем, предложен способ освоения путем свабирования нефтедобывающей скважины, включающий в себя этапы:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины по заранее спущенным насосно - компрессорным трубам, на 2 метра ниже подошвы продуктивного пласта скважины,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
свабирования, на котором:
- доспускают свабограничитель на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя по результату ранее проведенных исследований или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины ПРС (т.е. в зону, где кислоты уже заведомо быть не может),
- спускают сваб в скважину,
- отбирают текучую среду из скважины не менее 1 объема эксплуатационной колонны + 1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей, причем текучая среда, двигаясь из интервала перфорации вниз по межтрубью и далее через свабоограничитель вверх по НКТ, удаляются как из пласта, так и из зумпфа скважины. Производят контрольные замеры откачиваемой текучей среды до достижения значения рН от 4 до 7.
Также предложен способ освоения нефтедобывающей скважины насосом, включающий в себя этапы:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины по заранее спущенным насосно - компрессорным трубам с замковой опорой, на 2 метра ниже подошвы продуктивного пласта скважины,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
перевода скважины в режим эксплуатации, на котором:
- доспускают замковую опору на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя по результату) по ранее проведенным исследованиям или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины ПРС (т.е. в зону, где кислоты уже заведомо быть не может),
- спускают насосное оборудование в скважину,
- переводят насосное оборудование в режим эксплуатации, причем выкидную линию от скважины соединяют с нефтевозом.
- отбирают текучую среду из скважины, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты с породой подземной формации до достижения значения рН от 4 до 7,
- направляют откачиваемую текучую среду в выкидную линию и далее в нефтепровод потребителю при достижении текучей среды значения рН от 4 до 7.
- при необходимости приподнимают насосное оборудование на оптимальную глубину в зависимости от добывных возможностей скважины и динамического уровня.
Следует отметить, что предложенный способ освоения может быть осуществлен в скважинах, имеющих призабойную зону, образованную коллекторами любых видов пород. Например, коллекторы терригенных, карбонатных, глинисто-кремнисто-битуминозных, вулканогенно-осадочных и других пород.
Следует отметить, что в рамках настоящего изобретения производится полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, при этом сохраняются коллекторские свойства пласта.
Следует отметить, что в случае спуска насосного оборудования ускоряется процесс освоения нефтедобывающей скважины и отпадает необходимость в свабе, сокращаются материальные и производственные затраты. При этом вместо свабоограничителя спускается замковая опора и исключаются спуско - подъемные операции по подъему свабоограничителя и спуску замковой опоры.
Следует понимать, что посредством настоящего способа достигается технический результат, заключающийся в сокращении временных и энергетических издержек при освоении скважины за счет отказа от операции промывки скважины.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, а также минимизация коррозии внутрискважинного оборудования.
Краткое описание чертежей
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:
на фиг. 1 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению.
Следует отметить, что фигуры начерчены приблизительно, и служат только для иллюстративных целей, а не определения истинных размеров показанных элементов. Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения Последующее описание относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин этих способов. Далее в изобретении будет подробно описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления со ссылкой на чертежи, на которых схематично проиллюстрированы схемы способов освоения нефтедобывающей скважины.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. На фиг. 1 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины по ранее спущенным насосно - копрессорным трубам со свабоограничителем. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. По ранее проведенным исследованиям или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины доспускают свабоограничитель 1 на НКТ на 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя и начинают осуществлять операции по периодическому спуску сваба 2 в скважину.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. На фиг. 2 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Перед проведением ОПЗ, заранее в зависимости от добывных возможностей скважины, на НКТ спускается замковая опора 1, соответствующая типоразмеру спускаемого насоса 2 и выполняющая роль свабоограничителя. После проведения операции по закачиванию кислоты (во время реагирования кислотного состава) осуществляют доспуск замковой опоры 1 на НКТ на 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя и спускают насосное оборудование в скважину. Отбираемая текучая среда из скважины, содержащая нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты направляется в нефтевоз. При достижении отбираемой текучей среды значения рН от 4 до 7 выкидную линию соединяют с нефтепроводом. При необходимости приподнимают насосное оборудование на оптимальную глубину в зависимости от добывных возможностей скважины и динамического уровня.
1. Способ освоения нефтедобывающей скважины, включающий в себя этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины по заранее спущенным насосно-компрессорным трубам, на 2 метра ниже подошвы продуктивного пласта скважины,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
- доспускают свабограничитель на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя по результату ранее проведенных исследований или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины ПРС,
- спускают сваб в скважину,
- отбирают текучую среду из скважины не менее 1 объема эксплуатационной колонны + 1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей, причем текучая среда, двигаясь из интервала перфорации вниз по межтрубью и далее через башмак вверх по НКТ, удаляется как из пласта, так и из зумпфа скважины.
2. Способ по п. 1, в котором отбираемая текучая среда имеет значения рН от 4 до 7.
3. Способ по п. 1, в котором доспуск свабоограничителя в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.
4. Способ по п. 1, в котором кислотным раствором является раствор по меньшей мере одной из соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной кислот или их смеси.
