способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск зарядов для термохимического воздействия, термогазохимическое воздействие и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что скважину снабжают колонной насосно-компрессорных труб и вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром на конце не более диаметра насоса, перед термогазохимическим воздействием извлекают из скважины вставной глубинный насос с хвостовиком и фильтром, снижают давление в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления, спуск зарядов для термогазохимического воздействия осуществляют в колонне насосно-компрессорных труб, термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении в скважине, а после термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием или компрессированием.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону обрабатывающего состава, продавку его в пласт, выдержку, расположение имплозионного устройства в интервале обрабатываемого пласта, создание на забое скважины депрессионного режима уменьшением давления на забое меньше пластового, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве и проведение очистки призабойной зоны многократным имплозионным воздействием до стабилизации динамического уровня в затрубном пространстве (Патент РФ №2168621, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 10.06.2001).

Известный способ позволяет проводить воздействие при уменьшенном давлении на забое и очистить призабойную зону от механических кольматирующих элементов, однако, отсутствие теплового воздействия не позволяет очищать призабойную зону, закольматированную асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск глубинного технологического оборудования с источником термогазохимического воздействия, сжигание последнего в обрабатываемом интервале с образованием газа повышенного давления и температуры, депрессионное воздействие и отбор части жидкости из призабойной зоны (Патент РФ №2001110018, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 27.03.2003).

Вследствие теплового элемента воздействия известный способ позволяет очищать призабойную зону от асфальтосмолопарафиновых отложений, однако, эффективность способа невелика из-за отсутствия пониженного давления на забое, которое не компенсируется применением последующего имплозионного воздействия.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтеносного пласта путем очистки ее продуктами горения порохового заряда, спускаемого в скважину, с проведением в процессе горения заряда импульсного снижения давления в зоне обработки (Авторское свидетельство СССР №684948, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 10.05.2000 - прототип).

Известный способ не позволяет эффективно очищать призабойную зону от кольматирующих элементов из-за отсутствия пониженного давления на забое, которое не компенсируется применением имплозионного воздействия. Кроме того, применение способа требует значительных трудозатрат на спуск и подъем колонны насосно-компрессорных труб со скважинным оборудованием.

В изобретении решается задача повышения эффективности воздействия и снижения трудозатрат на обработку.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем термогазохимическое воздействие и запуск скважины в эксплуатацию, согласно изобретению скважину снабжают колонной насосно-компрессорных труб и вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром на конце не более диаметра насоса, перед термогазохимическим воздействием извлекают из скважины вставной глубинный насос с хвостовиком и фильтром, снижают давление в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления, спуск зарядов для термогазохимического воздействия осуществляют в колонне насосно-компрессорных труб, термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении в скважине, а после термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием или компрессированием.

Признаками изобретения являются:

1. термогазохимическое воздействие;

2. запуск скважины в эксплуатацию;

3. снабжение скважины колонной насосно-компрессорных труб и вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром на конце не более диаметра насоса;

4. перед термогазохимическим воздействием извлечение из скважины вставного глубинного насоса с хвостовиком и фильтром;

5. то же снижение давления в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления;

6. спуск зарядов для термогазохимического воздействия в колонне насосно-компрессорных труб;

7. термогазохимическое воздействие при пониженном давлении в скважине;

8. вызов притока свабированием или компрессированием.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При работе нефтедобывающих скважин происходит кольматация призабойной зоны скважины продуктами, снижающими проницаемость и приводящими к снижению дебита скважин. Известные способы позволяют повысить эффективность очистки призабойной зоны. Однако способы трудоемки, многостадийны. При очистке сильно закольматированных асфальтосмолопарафиновыми отложениями призабойных зон способ оказывается малоэффективным.

Одним из эффективных способов, применяемых для увеличения приемистости или отдачи пластов, является повышение проницаемости призабойной зоны скважины воздействием на нее пороховых газов. Способ основан на механическом, тепловом и химическом воздействии на горные породы и флюиды пласта определенной порцией пороховых газов, генерируемых непосредственно в скважине сжиганием заряда в пороховом генераторе давления.

Пороховые газы под высоким давлением и температурой, расширяясь, продавливают жидкость, находящуюся в скважине, в пласт через перфорационные отверстия в обсадной колонне, производят проникновение в пласт с получением трещин и термохимического воздействия на пласт. При этом расплавляются парафиновые и асфальтосмолистые отложения, разрушаются водяные, водонефтяные барьеры и гидратные пробки, снижается вязкость нефти. Кроме того, при обратном движении из пласта пороховые газы очищают трещины от продуктов коррозии и химических реакций, а также от песчано-глинистых частиц.

Недостатками термогазохимического воздействия пороховыми газами являются необходимость производства работ по полному извлечению подземного оборудования и полный спуск подземного оборудования после воздействия и снижение эффекта очистки за счет остывания зоны воздействия во время спуска подземного оборудования.

Спуск подземного оборудования занимает до 12 часов, в то время как остывание зоны воздействия происходит в течение 2 часов. Это обстоятельство может свести к минимуму полученный эффект, так как с остыванием зоны воздействия смолисто-асфальтеновые соединения застывают и повторно закупоривают призабойную зону.

В предложенном способе обеспечивается приток разжиженных смолисто-асфальтеновых соединений сразу после прогрева призабойной зоны пласта за счет исключения подъема колонны насосно-компрессорных труб, спуска и подъема только колонны штанг, сокращения времени спуска подземного оборудования. Повышается эффективность воздействия и снижаются трудозатраты на обработку.

Способ реализуется для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, которые предусматривают извлечение вставного глубинного насоса с хвостовиком и фильтром на штангах. Колонна насосно-компрессорных труб при этом не извлекается. Давление в скважине снижают свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до достижения необходимого давления. Спуск зарядов для термогазохимического воздействия осуществляют в колонне насосно-компрессорных труб. Термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении в скважине. После термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием по колонне насосно-компрессорных труб или компрессированием.

Термогазохимический заряд спускают в скважину на геофизическом кабеле. Размер термогазохимического заряда по диаметру меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб.

Колонна насосно-компрессорных труб с внутренней части оборудована замковой опорой. Замковая опора спущена вместе с колонной насосно-компрессорных труб на расчетную глубину. Скважину оборудуют вставным глубинным насосом, спущенным на колонне штанг и закрепленным в замковой опоре. На всасывающем отверстии насоса закреплены несколько труб с диаметром не более диаметра насоса, называемые хвостовиком, и сетчатый фильтр также не более диаметра насоса. Это обстоятельство позволяет извлекать из колонны насосно-компрессорных труб насос, хвостовик и фильтр одновременно при подъеме колонны штанг.

Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудован воронкой для обеспечения плавного вхождения головки кабеля при его подъеме.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Останавливают скважину. Из скважины извлекают насос с хвостовиком и фильтром. По колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование. Процесс свабирования заключается в многократном спуске и подъеме свабного стакана на кабеле в полости колонны насосно-компрессорных труб. При этом свабный стакан погружают под уровень жидкости на 300-600 м, а затем поднимают кабелем.

При движении свабного стакана вверх за счет гидродинамического давления вышерасположенной жидкости стенки стакана расширяются и перекрывают внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб. При подъеме свабного стакана одновременно извлекается и жидкость, расположенная в колонне насосно-компрессорных труб выше свабного стакана. Процесс свабирования производят для снижения уровня жидкости в скважине до расчетной глубины, обеспечивающей требуемое забойное давление. За счет этого обеспечивается приток пластового флюида.

После свабирования скважины осуществляют спуск термогазохимического заряда на каротажном кабеле в интервал перфорации и производят термогазохимическое воздействие.

За счет снижения уровня жидкости свабированием термогазохимическое воздействие производится в условиях депрессии. Смолисто-асфальтеновые соединения начинают поступать в ствол скважины, что приводит к очистке поровой среды призабойной зоны скважины.

Свабным подъемником в течении времени, когда призабойная зона находится в разогретом состоянии, производится отбор поступаемой продукции пласта.

После этого в скважину на колонне штанг опускают насос с хвостовиком и фильтром и запускают насос в работу.

В случае если свабирование осуществить не удается из-за непрохождения свабного стакана в колонне насосно-компрессорных труб, то вызов притока может быть осуществлен через пусковые муфты, устанавливаемые на глубинах 600, 800 и 900 м. При этом осуществляют закачку пены или инертных газов в затрубное пространство компрессором и выдувают скважинную жидкость в колонну насосно-компрессорных труб, а затем стравливают закаченный газ. Создаваемая при этом депрессия вызывает приток жидкости из пласта.

Для предотвращения утечек при работе насоса, пусковые муфты изготавливают в виде клапанного узла одностороннего действия. Для этой цели их оборудуют обратными клапанами, которые обеспечивают поступление закачиваемого газа в колонну насосно-компрессорных труб из затрубного пространства и герметично закрываются при эксплуатации насоса за счет давления, развиваемого насосом.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины глубиной 1260 м и интервалом перфорации на отметках 1230-1240 м. Скважину снабжают колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Замковая опора спущена вместе с колонной насосно-компрессорных труб на глубину 1100 мм. Скважину оборудуют вставным глубинным насосом марки 175-RHMT-12-4-4, спущенным на колонне штанг и закрепленным в замковой опоре. На всасывающем отверстии насоса закреплена 1 труба длиной 10 м и диаметром 25 мм, называемая хвостовиком, и сетчатый фильтр диаметром 25 мм. Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудован воронкой. Извлекают из скважины колонну штанг со вставным глубинным насосом с хвостовиком и фильтром. Снижают давление в скважине свабированием и отбором скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб до снижения давления на забое с 10 МПа до 3 МПа. Спускают заряд для термогазохимического воздействия в колонне насосно-компрессорных труб в интервал перфорации. Термогазохимическое воздействие проводят при пониженном давлении на забое. После термогазохимического воздействия вызывают приток свабированием. На колонне штанг спускают насос с хвостовиком и фильтром и устанавливают в замковой опоре. Запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины возрос с 1 т/сут до 4 т/сут. Применение предложенного способа позволит повысить эффективность воздействия и снизить трудозатраты на обработку.