Способ очистки призабойной зоны пласта скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта при загрязнении прискважинной зоны. Способ включает промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ, с пакером с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема НКТ и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины. В качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем. Байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх. Закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование. Сокращается время между реагированием раствора в пласте и свабированием, исключается при этом излив жидкости на поверхность и аварийные ситуаций при свабировании за счет натяжения колонны НКТ.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода (патент на ИЗ 2293175, МПК E21B 37/00, E21B 43/20, опубл. 10.02.2007, бюл. 4), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в единой гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины, отличающийся тем, что перед началом закачки в низкоприемистые нагнетательные скважины определяют в низкоприемистой нагнетательной скважине, снизившей приемистость ниже допустимой, величину забойного давления на устье, которое должно обеспечивать самоизлив воды из этой скважины на поверхность, далее в данную скважину закачивают воду по разводящему водоводу, после которого потоку придают вращение, в объеме, не превышающем объема насосно-компрессорных труб, размещенных в данной низкоприемистой нагнетательной скважине, останавливают закачку воды и выдерживают паузу для сепарации загрязнений воды во внутреннем объеме насосно-компрессорных труб, производят излив жидкости из данной скважины в емкость в объеме, обеспечивающем удаление отсепарированных частиц загрязнений с плотностью, меньшей плотности закачиваемой воды, причем закачку и излив жидкости с выдержкой паузы производят циклически до тех пор, пока суммарный объем закачиваемой воды не превысит объем разводящего водовода этой низкоприемистой нагнетательной скважины, после появления в изливе загрязнений из нижней части насосно-компрессорных труб, при изливе в группы высокоприемистых нагнетательных скважин излив из низкоприемистой нагнетательной скважины, снизившей приемистость ниже допустимой, переводят в емкость для утилизации.

Недостатком данного способа является то, что при прекращении закачки происходит перераспределение воды между низко- и высокоприемистыми скважинами, то есть происходит излив из низкоприемистых скважин в водовод и из водовода - в высокоприемистые скважины, при этом выносимые с потоком изливающейся воды загрязнения загрязняют сам водовод, часть загрязнений накапливаются на стенках труб водоводов, повышая гидравлические потери. Кроме того, при возобновлении закачки воды в пласт часть вынесенных загрязнений, не удаленных из водовода, вновь попадает в призабойную зону пласта и кольматирует поровое пространство, снижая эффективность очистки.

Наиболее близким является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент на ИЗ 2604891, МПК E21B 37/00, опубл. 20.12.2016, бюл. 35) включающий в себя этапы, на которых: осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно- активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием; оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования, извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования, ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания, промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.

Недостатками указанного способа являются необходимость извлечения сваба для закачки реагентов, низкая экологичность, так как при спуске сваба возможен излив реагентов и продукции пласта на поверхность, и высокая вероятность аварийных ситуаций, связанная с возможностью заклинивания сваба при подъеме из-за деформации под действием сил трения насосно-компрессорных труб (НКТ).

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа очистки призабойной зоны пласта скважины, позволяющим сократить время между реагированием раствора в пласте и свабированием, исключая при этом излив жидкости на поверхность, и исключения аварийных ситуаций при свабировании за счет натяжения НКТ.

Техническая задача решается способом очистки призабойной зоны пласта скважины, включающим промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ с пакером, с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема насосно-компрессорных труб и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины в работу.

Новым является то, что в качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем, причем байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх, а закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование.

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины осуществляют в следующей последовательности.

Перед спуском в скважину пакер свинчивается с якорем (на вид пакера и якоря, а также способы их установки авторы не претендуют) соответствующего типоразмера, который воспринимает осевое усилие от пакера, возникающее в процессе нагнетания жидкости в скважину под давлением, и от трения сваба о стенки колонны НКТ. Выше пакера с якорем устанавливают патрубок с ограничителем хода сваба вниз (например, кольцевой упор, шлицевые выступы или т.п.) и байпасной линией, сообщающей пространство патрубка под ограничителем хода с пространством патрубка выше этого ограничителя и сваба в нижнем положении: при упоре его на ограничитель, патрубок. Патрубок соединяют с колонной НКТ, в качестве которых используют непрерывные гибкие колтюбинговые трубы, после чего всю компоновку (пакер, якорь и патрубок) спускают в скважину для установки пакера с якорем выше обрабатываемого пласта. После установки пакера и якоря колонну НКТ подъемным механизмом натягивают и фиксируют (клиновыми плашками, зажимным поворотным лафетом или т.п.) на устье с усилием (для месторождений Республики Татарстан достаточно 0,5 – 1,5 т, чем глубже расположен пласт, тем больше усилий прилагается), достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх. В колонну НКТ на технологическом тросе или канате спускают сваб до нижнего положения – упора сваба в ограничитель хода, что фиксируется снижением веса на устьевом индикаторе веса (УИВ). Устье скважины герметизируют соответствующей устьевой арматурой. После чего производят закачку по колонне НКТ и байпасной линии кислотной смеси в подпакерную зону скважины и далее в пласт в необходимом объеме. В качестве кислотной смеси могут использовать 5% водный раствор серной кислоты, 10% водный раствор соляной кислоты с добавлением 0,1-0,2 % поверхностно-активных веществ (ПАВ) или т.п. На саму кислотную смесь, способ ее применения и время реагирования авторы не претендуют, так это известно из открытых источников и подбирается в зависимости от свойств продуктивного пласта и пластовой жидкости. После закачки кислотной смеси сваб приподнимают выше байпасной линии, закрывая его клапанный узел и исключая излив пластовой жидкости с кислотной смесью на поверхность. После реагирования кислотной смеси сваб поднимают для создания депрессии в подпакерной зоне скважины и откачки из пласта продуктов реакции кислотной смеси с материалом пласта, твёрдые и тяжелые осаждаются в зумпф пласта, а легкие – выносятся с жидкостью на поверхность. Затем сваб опускают в нижнее положением и закачивают промывочную жидкость (пресную воду, минерализованную воду, 1-2% водный щелочной раствор для нейтрализации остатков кислоты в пласте или т.п.). Объём промывочной жидкости при этом рассчитывается по формуле:

V = V1+V2+V3,

где V1 – объем колонны НКТ с патрубком, м³;

V2 – объем подпакерной зоны скважины, м³;

V3 – объем закачиваемой в пласт жидкости (определяется технологами), м³.

Сваб приподнимают выше байпасной линии, закрывая его клапанный узел и исключая излив пластовой жидкости с кислотной смесью на поверхность. После технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотной смеси, сваб поднимают для создания депрессии в подпакерной зоне скважины и очистки пласта продуктов реакции. При необходимости промывку пласта жидкостью повторяют.

Во время нагнетания любой жидкости в пласт и при подъеме сваба из-за натяжения колонны НКТ полностью отсутствует деформация этой колонны, что полностью исключает возможность заклинивания сваба внутри нее. При этом нет задержек между воздействием на пласт и депрессивным воздействием, так как не тратится время на установку и спуск сваба в скважину, что в совокупности позволяет более эффективно очистить пласт от продуктов реакции.

По завершении работ сваб извлекают из колонны НКТ Пакер и якорь срывают и при необходимости еще раз промывают скважину циркуляцией жидкости при закачке ее через колонну НКТ, которую после промывки с патрубком, пакером и якорем извлекают. После чего в скважину спускают соответствующее технологическое оборудование для дальнейшей эксплуатации.

Предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта скважины позволяет сократить время между реагированием раствора в пласте и свабированием (депрессией на пласт), исключая при этом излив жидкости на поверхность и аварийные ситуаций при свабировании за счет натяжения колонны НКТ.

Способ очистки призабойной зоны пласта скважины, включающий промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ с пакером, с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема насосно-компрессорных труб и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины в работу, отличающийся тем, что в качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем, причем байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх, а закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование.