способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей пакер, штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонну штанг с плунжером и ультразвуковой генератор, разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки, создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов, отличающийся тем, что в качестве ультразвукового генератора используют механический звуковой генератор, размещенный в отверстиях посередине корпуса и срабатывающий при прохождении через него струи жидкости, а откачку продуктов реакции производят в интенсивном режиме в течение 48-72 ч, после чего приводят насос в эксплуатационный режим, при котором амплитуду и число качаний выбирают с обеспечением перепадов давления в подпакерной зоне 1,0-1,5 МПа до снижения вязкости нефти в 10-15 раз.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, связанных с очисткой коллектора продуктивного пласта от загрязняющих веществ и восстановлении дебита в скважинах.

Известен способ очистки нефтедобывающих и водозаборных скважин, основанный 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, опубл. 2000.06.20).

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 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. В состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки включают пакер, спаренный штанговый насос с корпусом, состоящим из верхнего и нижнего корпуса, 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 в пласт выполняют технологическую выдержку для реагирования кислоты. Затем производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов при постоянном воздействии на пласт ультразвуком с откачкой продуктов реакции и одновременным вымыванием продуктов обработки (Патент РФ №2261986, опубл. 2005.10.10 - прототип).

Недостатком этого способа является необходимость питания ультразвукового генератора по электрическому кабелю, закрепленному клямсами на колонне насосно-компрессорных труб, что создает определенные трудности при спуско-подъемных операциях, необходимость комплектации дорогостоящим оборудованием, дополнительный расход электроэнергии при обработке скважины. Кроме того, непрерывное воздействие ультразвуковыми колебаниями приводит к неоправданной трате энергии, т.к. полезным является только воздействие, выполняемое в части цикла работы насоса при движении жидкости из пласта в скважину.

В изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны, повышения дебита, упрощения технологии и сокращения затрат на проведение процесса.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей пакер, штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонну штанг с плунжером и ультразвуковой генератор, разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки, создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов, согласно изобретению, в качестве ультразвукового генератора используют механический звуковой генератор, размещенный в отверстиях посередине корпуса и срабатывающий при прохождении через него струи жидкости, откачку продуктов реакции производят в интенсивном режиме в течение 48-72 ч, после чего в режиме постоянной эксплуатации в зависимости от ожидаемого дебита нефти.

Признаками изобретения являются:

1) спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей пакер, штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонну штанг с плунжером и ультразвуковой генератор;

2) разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации;

3) воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты;

4) откачка продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки;

5) создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов;

6) использование в качестве ультразвукового генератора механического звукового генератора, размещенного в отверстиях посередине корпуса и срабатывающего при прохождении через него струи жидкости;

7) откачка продуктов реакции в интенсивном режиме в течение 48-72 ч,

после чего в режиме постоянной эксплуатации в зависимости от ожидаемого дебита нефти.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6, 7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Известные способы обработки призабойной зоны с применением ультразвукового воздействия используют электрические ультразвуковые генераторы. Их недостатком является необходимость питания ультразвукового генератора по электрическому кабелю, что обуславливает значительный расход электроэнергии. Имеются определенные трудности при спуско-подъемных операциях, необходимость комплектации дорогостоящим оборудованием при обработке скважины. Непрерывное воздействие ультразвуковыми колебаниями приводит к неоправданной трате энергии, т.к. полезным является только воздействие, выполняемое в части цикла работы насоса при движении жидкости из пласта в скважину. В изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны, повышения дебита, упрощения технологии и сокращения затрат на проведение процесса. Задача решается следующей совокупностью операций.

При обработке призабойной зоны в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, содержащую пакер, штанговый насос с корпусом, имеющим посередине отверстия ступенчатой формы, выполняющие роль механического ультразвукового генератора, срабатывающего при прохождении через него струи жидкости, колонну штанг с плунжером. На корпус насоса на всю длину надевают трубу. В середине корпуса такого насоса просверливаются преимущественно четыре отверстия сложной конфигурации, расположенные по окружности через 90°. Для этого насоса подбирается плунжер, соединенный из двух плунжеров. Выше насоса на 50-70 м в компоновку включается пакер. Диаметры насосов в зависимости от ожидаемого дебита могут быть любые - от 32 мм до 93 мм. Насос на колонне насосно-компрессорных труб спускают на такую глубину, чтобы середина насоса с отверстиями находилась на уровне нижней отметки перфорированного интервала продуктивного пласта.

По колонне насосно-компрессорных труб при не установленном пакере заполняют забой скважины и частично призабойную зону активной технологической жидкостью, например, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений. Проводят технологическую выдержку не менее 16 ч и закачивают в призабойную зону раствор соляной кислоты 10-20%-й концентрации. Разобщают пакером межтрубное пространство выше интервала перфорации. На устье скважины колонну штанг подсоединяют к станку-качалке или к подъемнику, включают в работу станок-качалку или подъемник. При этом колонна штанг и плунжер насоса совершают возвратно-поступательное перемещение. Компоновка выполняет воздействие на забой и призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки, воздействие на пласт ультразвуком, создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов. Ультразвуковое воздействие выполняют при прохождении жидкости через отверстия посередине корпуса насоса. Чтобы очистить пласт-коллектор от механических примесей, попавших в процессе бурения и заколонного цементажа, а также от асфальтеносмолистых веществ и парафина, растворенных под воздействием растворителя, сначала откачку производят в интенсивном режиме в течение 48-72 ч. После этого насос переводится в эксплуатационный режим (постоянной эксплуатации) - амплитуда и число качаний подбираются в зависимости от ожидаемого дебита нефти. При работе насоса в эксплуатационном режиме продолжается знакопеременный приток жидкости из пласта - объем жидкости, полностью наполнивший насос при движении плунжера вверх, при движении плунжера вниз наполовину выдавливается обратно в подпакерную зону скважины через отверстия, расположенные в середине насоса, оттуда обратно в пласт. При дальнейшем движении плунжера вниз в нижней половине насоса происходит подача жидкости через клапан плунжера в колонну насосно-компрессорных труб. Импульсы депрессии и репрессии в подпакерной зоне без потерь передаются через перфорированную колонну в пласт, так как наличие пакера исключает колебания уровня жидкости в заколонном пространстве и вызывают поступательно-возвратный приток жидкости из пласта. Перепады давления в подпакерной зоне достигают 1,0-1,5 МПа. При градиенте давления 0,1 МПа/м и более реологические свойства нефти меняются - вязкость понижается в 10-15 раз, а текучесть увеличивается во столько же раз. Это приводит к 3-5 кратному увеличению дебита нефти с повышенной вязкостью. При прохождении нефти через специальные отверстия сложной конфигурации, проделанные в середине насоса, реологические свойства нефти претерпевают радикальные изменения: вязкостные и фильтрационные характеристики меняются до 15 раз и эти изменения сохраняются в течение всего движения нефти по колонне насосно-компрессорных труб вверх. Нефть вверх по колонне поступательно-возвратным потоком поднимается к устью скважины. Кристаллы парафина, которые могли бы выпадать на стенки колонны насосно-компрессорных труб из-за попадания в область низких давлений по мере подъема вверх, при поступательно-возвратном движении жидкости разрушаются и не могут расти. Тем самым отпадает необходимость применения штанг-скребков. Кроме этого, вихревое движение потока жидкости внутри отверстия, сходному движению воздуха внутри судейского свистка, порождают гидродинамические волны с частотой 10000-15000 Гц. Это происходит периодически, два раза за один цикл работы насоса. Эти высокочастотные (ультразвуковые) гидродинамические волны небольшой мощности, проникая в призабойную зону продуктивного пласта, накладываются на депрессионные и репрессионные давления, создаваемые работающим насосом, и еще более усиливают эффект очищения трещинно-поровых капилляров и изменения реологических свойств пластовой нефти.

Работа компоновки позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны пласта и вовлечения в эксплуатацию слабопроницаемых пропластков. В результате этого повышается дебит скважины и даже может превысить первоначальный за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию, понижается уровень обводненности пластовой жидкости.

Применяемая компоновка подземного оборудования представлена на фиг.1 и 2.

Компоновка включает корпус насоса 1, манжету 2 из трубы, надетой на корпус насоса 1, верхнюю 3 и нижнюю 4 муфты. Корпус насоса 1 и манжета 2 имеют в середине отверстия 5 с расширением внутри. В нижнем конце насоса размещен широкопроходной клапан конусного типа 6, ниже которого установлен фильтр 7. Дренажно-депрессионный насос подвешен на колонне насосно-компрессорных труб 8, внутри корпуса насоса 1 установлен плунжер 9, состоящий из двух стандартных плунжеров, соединенных между собой, снабженный всасывающим клапаном 10 и подвешенный на колонне штанг 11. На 50-70 м выше насоса между колонной насосно-компрессорных труб 8 и обсадной колонной 12 (в межтрубье) размещен пакер 13. Насос размещают отверстиями 5 на уровне нижней отметки перфорированного интервала пласта 14 или немного ниже. Отверстия 5, расположенные в середине корпуса насоса 1, ступенчатые, имеют малый и большой диаметры. В манжете 2 отверстия выполнены малым диаметром от корпуса насоса 1 наружу к обсадной колонне 12. В корпусе насоса 1 отверстия 5 выполнены малым диаметром во внутреннюю полость насоса. Малые и большие диаметры отверстий 5 равны. Большие диаметры отверстий 5 корпуса насоса 1 и манжеты 2 обращены друг к другу и образуют камеру. Оси отверстий 5 в корпусе насоса 1 и манжете 2 совпадают. Предпочтительным является соотношение большого диаметра к малому как 2:1, например, 20:10 мм.

Жидкость, проходя отверстия 5, вырабатывает гидродинамические волны с частотой 10000-15000 Гц.

Пример конкретного выполнения способа.

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую продуктивный пласт с глубиной кровли продуктивного пласта в бобриковском горизонте 1214 м интервалом перфорации - 1214,5-1218,0 м. Коллектор - терригенный, вязкость нефти 150,0 МПа·с, дебит нефти - 0,4 м³/сут, обводненность - 7,0%.

В скважину спускают воронку, промывают скважину с допуском до 1220 м, поднимают воронку, спускают дренажно-депрессионный штанговый насос вышеописанной конструкции с диаметром плунжера 44 мм в интервал перфорации - на глубину 1218 м. Пакер размещают на глубине 1150 м. Закачивают в пласт органический растворитель РШ в объеме 4 м³, через 2 ч закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3 м³, проводят технологическую выдержку в течение 2 ч. Колонну штанг подвешивают на головку станка-качалки. Запускают станок-качалку с амплитудой 3,0 м и с частотой качания 6 кач/мин. Отрабатывают 48 ч. При этом отбирают 18 м³ жидкости. После этого переводят насос в эксплуатационный режим с амплитудой 2 м, с частотой 4 кач/мин. За прошедшие 6 месяцев дебит жидкости составил 3,0 м³/сут, обводненность - 16,6%. Результат применения насоса для нефти с вязкостью 150,0 МПа·с - увеличение дебита нефти с 0,4 до 2,55 м³ - в 6,3 раза, выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений в колонне НКТ отсутствует.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки скважины и ее призабойной зоны, увеличить дебит нефти. Применение механического ультразвукового генератора вместо электрического позволит сократить энергозатраты на проведение процесса, упростить технологию, сократить время работы бригады подземного ремонта скважины.