способ комплексной обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки с ультразвуковым генератором, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, отличающийся тем, что в состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки включают пакер, спаренный штанговый насос с корпусом, состоящим из верхнего и нижнего корпусов, соединенных между собой перфорированным патрубком, и колонну штанг с плунжером, разобщают пакером межтрубное пространство выше интервала перфорации, ультразвуковое воздействие осуществляют в интервале перфорации, в качестве активной технологической жидкости используют растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений, после продавки раствора кислоты выполняют технологическую выдержку для реагирования кислоты, затем производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и депрессионных импульсов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, связанных с очисткой стенок обсадной колонны скважины и ее фильтра от различных загрязняющих веществ, и восстановлении дебита пласта в сильно загрязненных скважинах, для восстановления приемистости карбонатных коллекторов нагнетательных скважин.

Известен способ очистки нефтедобывающих и водозаборных скважин. Очистка призабойной зоны скважины в известном способе основана на удалении кольматантов периодическим воздействием на прискважинное пространство упругими колебаниями. Предварительно обрабатывают геологическую, геофизическую, гидродинамическую информацию и динамику основных параметров в процессе эксплуатации скважин месторождения. По результатам обработки информации выбирают скважины с высоким пластовым давлением, но закольматированные. Устанавливают необходимые параметры упругих колебаний и определяют режим воздействия. Затем воздействуют на выбранные продуктивные интервалы призабойной зоны полем упругих колебаний с установленными параметрами. Корректируют режимы и характер воздействия по результатам контроля скорости удаления кольматантов из призабойной зоны. Оценивают эффективность проведенного воздействия и по полученным данным корректируют режим эксплуатации скважин (Патент РФ №2151273, кл. Е 21 В 37/00, опубл. 20.06.2000).

Известный способ недостаточно эффективен вследствие того, что в нем используют только один вид воздействия - поле упругих колебаний без совмещения с другими видами воздействия, например химическим.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления, основанный на удалении кольматантов путем воздействия на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости на основе водорастворимых поверхностно-активных веществ и последующем растворениии продуктов деструкции путем закачки и продавки в продуктивный пласт тройным по отношению к расчетному количеству активной технологической жидкости объемом кислоты. При проведении акустического воздействия на призабойную зону пласта насосно-компрессорные трубы из скважины не извлекаются на поверхность, время акустического воздействия определяется степенью потери приемистости скважины от проектной величины и применением для растворения продуктов деструкции кольматантов растворов определенных кислот с последующей продавкой продуктов реакции в пласт (Заявка на изобретение РФ №2002135767, опубл. 27.06.2004 - прототип).

В изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в комплексном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки с ультразвуковым генератором, воздействие на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, согласно изобретению, в состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки включают пакер, дренажно-депрессионный насос и колонну штанг с плунжером, разобщают пакером межтрубное пространство выше интервала перфорации, ультразвуковое воздействие осуществляют в интервале перфорации, в качестве активной технологической жидкости используют растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений, после продавки раствора кислоты выполняют технологическую выдержку для реагирования кислоты, затем производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов.

Признаками изобретения являются:

1. спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки с ультразвуковым генератором;

2. воздействие на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты;

3. то же в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты;

4. включение в состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки пакера, дренажно-депрессионного насоса и колонны штанг с плунжером;

5. разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации;

6. ультразвуковое воздействие в интервале перфорации;

7. использование в качестве активной технологической жидкости растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений;

8. технологическая выдержка для реагирования кислоты;

9. дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При работе нефтедобывающей скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако их эффективность невелика. Сочетание в одном способе нескольких видов воздействия приводит к наибольшей эффективности очистки призабойной зоны. Однако и такое сочетание не позволяет эффективно очищать сильно закольматированные призабойные зоны скважин. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.

В скважину спускают компоновку, представленную на чертеже.

Компоновка включает дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, корпус которого состоит из двух корпусов насоса: верхнего корпуса 1 и нижнего корпуса 2, соединенных между собой перфорированным патрубком 3. В нижней части нижнего корпуса 2 размещен широкопроходной клапан конусного типа 4, ниже насоса установлен фильтр 5. К нижнему концу фильтра 5 подсоединен ультразвуковой генератор 6, который подключен к источнику питания на поверхности при помощи токоподводящих кабелей (на фиг. не показаны). Дренажно-депрессионный насос подвешен на колонне насосно-компрессорных труб 7. Внутри насоса установлен плунжер 8, состоящий из трех стандартных плунжеров, соединенных между собой. Плунжер снабжен всасывающим клапаном 9 и подвешен на колонне штанг 10, соединенной на устье скважины с подъемником (на фиг. не показан). Компоновку размещают в скважине, оборудованной обсадной колонной 11. Ультразвуковой генератор 6 размещают в интервале перфорации 12 напротив продуктивного пласта 13. Выше насоса между колонной насосно-компрессорных труб 7 и обсадной колонной 11 (в межтрубном пространстве) размещают пакер 14. Силовые кабели (на фиг. не показаны) для питания ультразвукового генератора 6 закрепляются на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 7 клямсами (на фиг. не показаны), а генераторная группа находится на устье скважины (на фиг. не показана).

Процесс обработки призабойной зоны скважины проводят следующим образом. Компоновку размещают в скважине. На колонне штанг 10 спускают плунжер 8 и устанавливают выше насоса на 5-10 м для обеспечения возможности прохождения жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 7 и через перфорированный патрубок 3 в межтрубное пространство к интервалу перфорации 12. Производят установку пакера 14. Включают ультразвуковой генератор 6 с частотой сигнала 10-12 Кгц и мощностью 3-4 Квт. Через интервал перфорации 12 в продуктивный пласт 13 производят закачку растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений и затем раствора кислоты. Производят посадку плунжера 8 в верхний корпус 1 насоса. Проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты. Подъемником поднимают и опускают колонну штанг 10 и плунжер 8. Таким образом производят дренирование пласта с амплитудой от 3 до 6 м в зависимости от типа насоса. Тип насоса выбирают в зависимости от свойств коллектора. Насос может быть скомпонован из двух насосов с одинаковыми диаметрами, а также с разными диаметрами - 32 на 43 мм, 43 на 56 мм, 56 на 68 мм, 68 на 98 мм и т.п. Насос с меньшим диаметром располагают снизу.

При ходе колонны штанг 10 и плунжера 8 вверх происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 7, в нижнем корпусе 2 насоса происходит разрежение. Через фильтр 5 и широкопроходной клапан 4 пластовая жидкость всасывается в нижний корпус 2 насоса. При прохождении плунжером 8 перфорированного патрубка 3 и при движении в верхнем корпусе 1 насоса скважинная жидкость всасывается через отверстия перфорированного патрубка 3 в полость под плунжером 8. На продуктивный пласт оказывается депрессионное воздействие. При движении вверх в верхнем корпусе 2 насоса происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 7.

При ходе колонне штанг 10 и плунжера 8 вниз в верхнем корпусе 1 насоса происходит выдавливание пластовой жидкости через перфорированный патрубок 3 в продуктивный пласт 13. При движении плунжера 8 вниз в нижнем корпусе 2 насоса происходит наполнение плунжера 8 жидкостью и подача в колонну насосно-компрессорных труб 7.

В работе насоса не предусмотрено создание ярко выраженной вакуумной полости под плунжером 8. Вследствие этого производится мягкая депрессия на продуктивный пласт 13. Полностью исключаются нежелательные перегрузки давления на обсадную колонну 11, сохраняется целостность заколонного цементного кольца. Широкопроходной клапан конусного типа 4, являющийся всасывающим клапаном нижнего корпуса 2 насоса, пропускает мелкую фракцию шлама из продуктивного пласта 13, которая подается по колонне насосно-компрессорных труб 7 постоянно, не заполняя фильтр 5.

За счет пакеровки обсадной колонны 11 выше интервала перфорации 12 исключается влияние вышенаходящегося столба жидкости, что в свою очередь позволяет более динамично извлечь пластовую жидкость.

В результате поступательно-возвратного движения реагирующей химически активной жидкости при воздействии ультразвуковым полем расширение каналов коллектора и отмывание асфальтеносмолопарафиновых отложений растворителем происходят более эффективно по сравнении с существующими способами, дебит скважины полностью восстанавливается, иногда даже может превысить первоначальный за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию. При этом может понижаться уровень обводненности пластовой жидкости.

Весь процесс происходит в ограниченном пакером пространстве обсадной колонны 11. Процесс изменения давления в подпакерной зоне и технологический процесс дренажа, а при необходимости и кривая восстановления пластового давления, могут регистрироваться манометром, данные с которого после окончания обработки пласта и извлечения всей компоновки из скважины переводятся в компьютер и анализируются.

При работе ультразвукового генератора 6 в интервале продуктивного пласта 13 происходит интенсивное воздействие ультразвуковым полем на пористый коллектор и жидкую фазу. Нефтеотдача увеличивается за счет снижения поверхностного натяжения на границах раздела фаз нефти с водой или нефти с породой, повышения скорости фильтрации жидкой фазы относительно пористого коллектора, за счет равномерного продвижения фаз контакта (нефть - рабочий агент) внутри пористого коллектора продуктивного пласта 13. Улучшаются моющие свойства рабочего агента, используемого для растворения асфальтеносмолопарафиновых отложений, снижается перепад давления, необходимого для фильтрации жидкостей внутри пористого коллектора продуктивного пласта 13, увеличивается активность кислоты, применяемой для улучшения коллекторских свойств коллектора.

В качестве растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений используют дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, легкую обезвоженную нефть и т.п.

Пример конкретного выполнения.

Обрабатывают нефтедобывающую скважину №6738 Алексеевского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта в кизеловском горизонте 1526 м, интервал перфорации - 1540 - 1547 м, коллектор - карбонатный, пластовая температура 25,5°С, пластовое давление 13,0 МПа, мощность продуктивного пласта 28 м, пористость 12,4%, нефтенасыщенность 72,6%, вязкость нефти 16 мПа·с, плотность нефти 0,839 т/м³, дебит жидкости - 2,0 м³/сут, дебит нефти - 1,8 м³ /сут, обводненность - 10,0%.

В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1556 м с переводом на нефть в объеме 20 м³ . Поднимают воронку. Спускают компоновку согласно чертежа в интервал перфорации 12-1540-1547 м на глубину 1545 м. Пакер 14 устанавливают на глубине 1240 м. Спускают плунжер 8 на глубину 1530 м, т.е. на 8 метров выше насоса. Включают ультразвуковой генератор 6, по колонне насосно-компрессорных труб 7 закачивают дистиллят в объеме 3 м³ и затем 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3 м³. Проводят технологическую выдержку на реагирование кислоты в течение 2 часов. Устанавливают плунжер 8 в насос. Подъемником А-50 дренируют пласт в течение 36 часов. Отбирают 43 м³ жидкости. Выключают ультразвуковой генератор 6, проводят технологическую выдержку в течение 5 часов для записи кривой восстановления давления. Срывают пакер 14, поднимают насос и после стандартных операций спускают насос RNAM-20-125 и запускают его в работу. Как показывают исследования, давление в пласте интенсивно восстанавливается, что характеризует хорошую очистку призабойной зоны скважины. Дебит жидкости после обработки скважины составил 7,0 м³/сут, обводненность - 10%.

Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита по жидкости с 2,0 м³/сут до 7,0 м³ /сут - на 350%, увеличение дебита нефти с 1,8 м³/сут до 6,3 м³/сут - на 350%.

Применение предложенного способа позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны и вовлечения в эксплуатацию слабопроницаемых пропластков, повысить дебит эксплуатационных скважин, приемистость нагнетательных скважин.