Способ обработки призабойной зоны скважины

Авторы патента:

E21B37/06 - с использованием химических средств для предотвращения или уменьшения отложений парафина или подобных веществ

Владельцы патента RU 2279538:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет) (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки прискважинного пространства от отложений различного рода, прежде всего асфальтосмолистых и парафиновых. Обеспечивает повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорных труб и тепловыделяющих веществ, создание давления, обработку призабойной зоны пласта, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону. Согласно изобретению закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы герметичную емкость. По мере спуска в насосно-компрессорные трубы заливают перекись водорода. Подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой. Подают 5%-й раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды. После спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами. Создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины. После технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером. 1 ил.

Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж. X. Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-й перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30% и 50% концентрации перекиси водорода. Недостатком данного способа является длительный период технологической выдержки и остановки нефтедобывающей скважины, а также низкая эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления, принятый за прототип (патент РФ №2219333, Е 21 В 43/25, 20.12.2003). Способ осуществляется с помощью устройства, содержащего герметичный контейнер, верхняя часть которого закрыта неуправляемым клапаном. Контейнер соединен с заборником, имеющим боковые прорези. Заборник верхней частью соединен с депрессионной камерой, содержащей управляемый клапан. Осуществляют доставку в обрабатываемый интервал скважины на каротажном кабеле термогазогенератора, размещенного в герметичном контейнере. Внутри контейнера находятся тепловыделяющее вещество в виде карбида кальция и сосуд с водой, содержащий узел разгерметизации. С наземного пульта управления по жиле каротажного кабеля, электрическому проводу подается импульс на узел разгерметизации сосуда с водой. Вода взаимодействует с карбидом кальция, выделяя тепло и водород. Возникает давление внутри контейнера и неуправляемый клапан-пробка открывается. Через прорези заборника нагретая смесь попадет в скважину. Происходит обработка призабойной зоны пласта горячими продуктами реакции. После окончания реакции для полного использования генерированного тепла выдерживают технологическую паузу. Создают депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону. От наземного пульта управления подается импульс тока на управляемый клапан, разгерметизируя депрессионную камеру.

Недостатком данного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Техническим результатом способа является повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы и тепловыделяющего вещества, создание давления, обработку призабойной зоны пласта, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону, согласно изобретению закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы герметичную емкость, причем по мере спуска в насосно-компрессорные трубы заливают перекись водорода, после чего подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой, затем подают 5%-й раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды, после спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, затем создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, причем после технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность очистки призабойной зоны скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины поясняется чертежом, где:

1 - насосно-компрессорная труба;

2 - обсадная труба;

3 - неуправляемый клапан-пробка, закрепленный шпильками на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1;

4 - обрабатываемый интервал скважины;

5 - скважинный фильтр;

6 - перекись водорода (тепловыделяющее вещество);

7 - второй неуправляемый клапан-пробка;

8 - буферная жидкость - ацетатный буфер;

9 - катализатор - 5%-й раствор марганца;

10 - вода;

11 - аварийный клапан;

12 - контрольный клапан;

13 - манометр;

14 - насос;

15 - резервуар.

Способ обработки призабойной зоны скважины осуществляют следующим образом. Закрепляют на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1 шпильками (на чертеже условно не показаны) неуправляемую клапан-пробку 3. Клапан-пробка 3 образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы 1 герметичную емкость. По обсадной трубе 2 в обрабатываемый интервал 4 скважины спускают насосно-компрессорную трубу 1 с закрепленной на ее нижнем конце шпильками неуправляемой клапан-пробкой 3. По мере спуска насосно-компрессорной трубы 1 в нее заливают заданный объем перекиси водорода 6, определяемый необходимой глубиной обработки (очистки) призабойной зоны скважины. Затем устанавливают вторую неуправляемую клапан-пробку 7 и подают буферную жидкость 8 (ацетатный буфер), нейтральную к перекиси водорода. Плотность буферной жидкости 8 (ацетатного буфера) принимают больше плотности катализатора 9 (5%-ного раствора марганца) для обеспечения минимального их перемешивания. После подачи буферной жидкости 6 заливают катализатор 9 (5%-ный раствор марганца). Плотность катализатора 9 (5%-го раствора марганца) принимают больше плотности воды 10, подаваемой после него для обеспечения их минимального перемешивания. После спуска насосно-компрессорной трубы 1 в обрабатываемый интервал скважины 4 создают противодавление заполнением водой 10 зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами. Затем создают давление на внутреннюю емкость насосно-компрессорной трубы 1, образованную клапан-пробкой 3, с помощью насоса 14. После скачка давления, вызванного срезом шпилек неуправляемой клапан-пробки 3, фиксируемого манометром 13, по насосно-компрессорной трубе 1 нагнетают воду 10 в обрабатываемый интервал 4 скважины в объеме, принимаемом исходя из необходимой глубины очистки (обработки) обрабатываемого интервала 4 скважины. После технологической выдержки противодавление с зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами снимают и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта (скважины) путем ее промывки аэрированным буровым раствором (ацетатным буфером), собираемым на поверхности в резервуар 15. В качестве буферной жидкости 8, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер, имеющий химическую формулу вида СН₃СООН+СН₃COONa (5%-ный раствор), что позволит повысить безопасность процесса и снизить себестоимость добычи нефти. В качестве катализатора используют 5%-й раствор марганца, позволяющий повысить теплоту разложения раствора в нефтяном пласте. Для предотвращения возникновения критических давлений при осуществлении технологических операций способа устанавливают аварийный клапан 11 и контрольный клапан 12.

Закачка в заданном объеме перекиси водорода 6 непосредственно по насосно-компрессорной трубе 1 может привести к преждевременному разложению перекиси водорода 6 непосредственно в трубе 1, поскольку происходит взаимодействие со скважинным флюидом, содержащим углеводороды и пластовую воду. Кроме этого, перекись водорода 6 контактирует непосредственно со стенками насосно-компрессорной трубы 1, а оксиды железа являются катализаторами реакции разложения. Поэтому предлагается поместить заданный объем перекиси водорода в герметичную емкость, образованную внутренним пространством насосно-компрессорной трубы 1 и неуправляемой клапан-пробкой 3, закрепленной на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 1 и герметизирующей ее, а также второй неуправляемой клапан-пробкой 7, выполненной, например, из эластичного или хрупкого материала. При установке герметичной емкости с тепловыделяющим веществом в обрабатываемом интервале 4 скважины затрубное пространство (между обсадной 2 и насосно-компрессорной 1 трубами) заполняют водой 10 и перекрывают (герметизируют) устье скважины для создания противодавления гидростатикой, обеспечивая эффективное проникновение перекиси водорода 6 в призабойную зону пласта (скважины). Во время реакции при разложении перекиси водорода 6 выделяются различные продукты распада, способствующие повышению подвижности нефти и значительно снижающие ее вязкость. Во время реакции давление на устье скважины растет. По мере начала его падения на устье скважины открывают затрубное пространство. Для создания депрессионного воздействия на призабойную зону пласта и удаления кольматантов, расплавленных парафинов, а также асфальтосмолистых отложений в насосно-компрессорной трубе 1 подают аэрированный буровой раствор для создания циркуляции и очистки призабойной зоны пласта аналогично процессу освоения скважины. После этого скважину вводят в эксплуатацию.

Применение предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины обеспечивает следующие преимущества:

- повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины;

- повышение эффективности использования выделяющейся энергии;

- снижение затрат на добычу нефти.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы и тепловыделяющего вещества, создание давления, обработку призабойной зоны пласта, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону, отличающийся тем, что закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы герметичную емкость, причем по мере спуска в насосно-компрессорные трубы заливают перекись водорода, после чего подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой, затем подают 5%-ный раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды, после спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, затем создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, причем после технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи в скважину реагентов разных по консистенции, химическому составу и направлению действия.

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (варианты) // 2276252

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для удаления и растворения отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне пласта, с поверхности нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах.

Способ реагентно-импульсного воздействия на скважину и продуктивный пласт и установка для его осуществления // 2275495

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. .

Гидрореагирующий элемент // 2275494

Изобретение относится к устройствам, используемым для локального термо-газо-химического воздействия в труднодоступных коммуникациях нефтегазодобывающих скважин как автономный генератор водорода гидролизного типа.

Устройство и способ депарафинизации нефтегазовых скважин // 2273725

Способ выбора скважин для проведения интенсификации воздействием растворителя // 2268995

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для диагностики отложения асфальтенов в призабойной зоне пласта. .

Твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ // 2267006

Изобретение относится к области нефтедобычи, для разработки мер по предотвращению отложений солей и смол на стенках труб. .

Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений // 2265119

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании. .

Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект // 2264530

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект и, в частности, в скважину, трубопровод.

Способ предупреждения отложения парафина в нефтяной скважине // 2263765

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области предупреждения отложения парафина в скважинах. .

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти // 2283950

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта ПЗП с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а также нагнетательных скважин, переведенных из добывающих с целью восстановления или повышения приемистости пласта

Способ моделирования процесса солеотложения на деталях скважинного оборудования // 2286440

Изобретение относится к способам и средствам для экспериментального изучения в стендовых условиях процесса солеотложения на деталях скважинного оборудования нефтяных и газовых скважин

Способ разрушения парафиногидратных и парафиносмолистых отложений // 2289678

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к эксплуатации нефтедобывающих скважин, продуктопроводов и газопроводов различного (промыслового и т.п.) назначения

Устройство для обработки скважинной жидкости // 2292448

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважины для предотвращения отложения солей и парафинов в электроцентробежных насосах и насосно-компрессорных трубах

Способ депарафинизации оборудования нефтяных скважин и устройство для его осуществления // 2293841

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к оборудованию нефтяных скважин и может быть использовано для поддержания в них оптимального теплового и химического режимов в целях предупреждения и ликвидации парафиногидратных отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы

Способ подачи реагента в скважину // 2302513

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам для дозирования в нефтяные скважины ингибиторов коррозии, парафиноотложений, солеотложения и деэмульгаторов

Состав и способ для улучшения добычи нефти // 2305121

Способ нейтрализации сероводорода в скважинах // 2306407

Изобретение относится к химическим способам обработки скважин, в том числе поглощающих, для снижения содержания сероводорода в газовом пространстве скважин при проведении ремонтных, исследовательских или других работ

Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений // 2307233

Изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения, включающему использование ингибитора образования отложений

Моющее средство "пан" для очистки поверхности от органических загрязнений (варианты) и способ его использования для очистки скважин, трубопроводов и емкостей от осадков нефтепродуктов и их отложений // 2309979