Способ обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины



Способ обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины

 


Владельцы патента RU 2490443:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - эффективная обработка призабойной и фильтровой зоны скважины, очищение от солей рабочих органов насоса и одновременным упрощением технологии за счет исключения спуско-подъемных операций. В способе обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины при срыве подачи электроцентробежного насоса ЭЦН без видимых отклонений в параметрах его работы и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя pH>7 производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты, исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра, рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья. Перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН с вертикального устья. Производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины со стороны вертикального устья. После закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья и кратковременно запускают ЭЦН с вертикального устья. После остановки ЭЦН с вертикального устья производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью в фильтровую часть скважины. После запуска ЭЦН увеличенным темпом отбора с наклонного устья периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья. После восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН с вертикального устья и возвращают подачу с наклонного устья в нормальный режим работы. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины.

Известен способ повышения межремонтного период работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду (Авторское свидетельство СССР №1148977, опублик. 07.04.1985).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду, периодическое осуществление: предварительной очистки указанного оборудования от пленки нефти и отложений асфальто-смоло-парафинов, закачку органического растворителя в скважину, затем удаление отложений солей железа с поверхности указанного оборудования, закачку состава, дополнительно содержащего соляную или уксусную кислоту и ингибитор солеотложений, в межтрубное пространство остановленной скважины, продавку в насос и выдержку 1,5-2,0 часа, указанный состав берут в объеме 5,0-5,5% от объема жидкости в скважине от динамического уровня до приема насоса (Патент РФ №2375554, опубл. 10.12.2009 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является сложность работ, необходимость применения спуско-подъемных операций и привлечения бригады подземного ремонта скважины.

В предложенном изобретении решается задача упрощения технологии за счет исключения спуско-подъемных операций и исключения привлечения бригады подземного ремонта скважины.

Задача решается способом обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины, заключающимся в том, что при срыве подачи электроцентобежного насоса (ЭЦН) без видимых отклонений в параметрах работы насоса и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя рН>7 производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины, выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра, рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья, перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН с вертикального устья, производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины со стороны вертикального устья, после закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья и кратковременно запускают ЭЦН с вертикального устья, после остановки ЭЦН с вертикального устья производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью в фильтровую часть скважины, при этом после запуска ЭЦН увеличенным темпом отбора с наклонного устья периодически отбирают пробы жидкости на показатель рН, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья, после восстановления рН до нормального уровня запускают в работу ЭЦН с вертикального устья и возвращают подачу с наклонного устья в нормальный режим работы.

Сущность изобретения

На некоторых залежах сверхвысоковязких нефтей (СВН) продуктивный горизонте сложен песчаниками, где в качестве цементирующего вещества выступает СВН, а для песчаников водоносной части цементирующими материалами являются кальцит, минералы группы глин, находящихся в разных соотношениях. В поровом пространстве зерна кальцита или их скопления имеют довольно слабое сцепление со стенками пор и между собой. Кальцит преимущественно тонкозернистый (0,01-0,1 мм) в слабосцементированных разностях, и мелкозернистый (0,1-0,25 мм) в зонах уплотнения. Зонами уплотнения в продуктивном пласте являются его подошвенная части и зоны неоднородности в пределах самого горизонта.

Химическое осаждение кальцита происходит по следующей схеме:

C a 2 + + 2 H C O 3 = C a C O 3 + H 2 C O 3                                       ( 1 )

Образование аниона НСО3- описывается схематическим уравнением:

C H n + O 2 = C O 2 + H 2 O + т е п л о т а  реакции                         (2)

где CHn - углеводороды,

СО22О=НСО,

Н2СО3++НСО-,

H + + C O 3 2 = H C O 3                                                             ( 3 )

Залежь подстилается водами гидрокарбонатно-натриевого состава, поэтому источником катиона кальция являются пластовые воды. Новообразованный кальцит обволакивает зерна и образует сеть тонких каналов и пленок, пронизывающих породу по всем направлениям. СВН же занимает центральную часть порового пространства. Главный источник CO2 - окисление углеводородов (реакция 2). Ион НСО3- образуется при гидролитическом разложении полевых шпатов за счет поглощения СО2 возникающими гидроксильными ионами:

2 K a A l 2 S i 2 O 8 + H 2 O + 2 C O 2 = K + + A l 2 O 3 x 2 S i O 2 + 4 S i O 2 + 2 H C O 3           ( 4 )

Реакция 3 и 4 ведут к росту щелочности раствора, т.е. иона ОН-. Этот рост, а также экзотермическая реакция 2 благоприятствуют осаждению кальцита. Таким образом, можно сделать вывод, что постепенным выветриванием нефтей, а затем и СВН происходило плавное увеличение содержания в продуктивных песчаниках аутигенного кальцита. Этот процесс наиболее развит в близи водо-битумного контакта и в меньшей степени в зонах неоднородности продуктивного пласта. В то же время, в средней части пласта происходит меньшее окисление битумов и, как результат, среда становится менее щелочной, что препятствует осаждению кальцита.

Залежь СВН разрабатывают методом парогравитационного дренажа, который подразумевает наличие двух горизонтальных скважин на расстоянии 5 м по вертикали. При этом закачку пара ведут в верхнюю нагнетательную скважину, а из нижней добывающей скважины отбирают жидкости. Пресный пар при смешении с пластовой водой способствует отложению солей карбонатного состава в пределах продуктивного горизонта. Также отложению солей благоприятствует активный отбор жидкости, при котором также не исключается частичный прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин.

Все это приводит к тому, что при закачке пара и добыче происходит интенсивное отложение карбоната кальция как в призабойной части скважин, так и непосредственно в щелевом фильтре добывающих скважин и на рабочих узлах глубинных ЭЦН. Все это создает дополнительные препятствия при добыче жидкости, в результате происходит срыв подачи добывающих скважин, с последующим выходом из строя глубинных ЭЦН.

Существующие материалы и технологии борьбы с солеотложениями в скважине, в основном, малоэффективны, сложны в исполнении, дороги. Так, для проведения обработки необходимо привлекать бригаду капитального ремонта скважины, применять соответствующее оборудование, выполнять спуско-подъемные операции, выполнять работы с поинтервальной обработкой интервала щелевого фильтра. Особенно эти работы усложняются при их выполнении в двуъустьевой скважине.

В предложенном изобретении решается задача упрощения технологии за счет исключения спуско-подъемных операций и исключения привлечения бригады подземного ремонта скважины. Задача решается следующим образом.

При работе двухустьевой скважины, добывающей СВН, анализируют работу насосного оборудования и параметры добываемой продукции. При срыве подачи ЭЦН без видимых отклонений в параметрах работы насоса и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя pH>7 делают вывод об отложениях солей на оборудовании и в призабойной зоне скважины. Производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины. Выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра. Рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья. В качестве раствора соляной кислоты используют раствор 6-10%-ной концентрации, обладающей достаточной реакционной способностью, но не вызывающий активной коррозии подземного оборудования.

На фиг.1 представлена двухустьевая добывающая скважина, Скважина имеет вертикальное устье 1, наклонное устье 2, ЭЦН вертикального устья 3, ЭЦН наклонного устья 4, щелевой фильтр 5. Оба ЭЦН подвешены на колоннах насосно-компрессорных труб 6 и 7. Скважина обсажена обсадной колонной 8.

Перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН 3 вертикального устья 1. Со стороны вертикального устья 1 производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины, т.е. пространство между колонной насосно-компрессорных труб 6 и обсадной колонной 8. После закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья 2 и запускают ЭЦН 3 кратковременно на 3-5 минут с вертикального устья 1. После остановки ЭЦН 3 с вертикального устья 1 производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью (водой) в фильтровую часть скважины в зону щелевого фильтра 5. После запуска ЭЦН 4 увеличенным темпом отбора с наклонного устья 2 периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья 2, после восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН 3 с вертикального устья 1 и возвращают подачу с наклонного устья 2 в нормальный режим работы.

Пример конкретного выполнения

На двухустьевой скважине, добывающей СВН, наблюдается срыв и снижение подачи как с вертикального, так и с наклонного устья. Также в пробе отобранной жидкости показатель рН составил 8,12. Дебит по нефти снизился с 31 до 25 т/сут. Исходя из этого было принято решение о проведении обработки призабойной зоны. Фильтровая часть скважины имеет диаметр D=168 мм и длину 415 м. Исходя из этого подсчитан объем кислоты в объеме 3,5 м3. Для продавки кислоты до наклонного устья необходимо 7,5 м3 воды. В качестве раствора соляной кислоты используют раствор 8%-ной концентрации.

Перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН 3 вертикального устья 1. Со стороны вертикального устья 1 производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины. После закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья 2 и запускают ЭЦН 3 на 4 минуты с вертикального устья 1. После остановки ЭЦН 3 с вертикального устья 1 производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью (водой) в фильтровую часть скважины в зону щелевого фильтра 5. После запуска ЭЦН 4 увеличенным темпом отбора с наклонного устья 2 периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья 2. По показателю pH видно, что кислотная композиция дошла до наклонного устья за 45 минут и за 1 час pH восстановился до нормального уровня. После восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН 3 с вертикального устья 1 и возвращают подачу с наклонного устья 2 в нормальный режим работы.

В результате кислотной обработки по описанной технологии удалось обработать призабойную зону и фильтровую часть скважины, очищены от солей рабочие органы насоса, что видно по отсутствию в дальнейшем срыва или снижения подачи как по вертикальному так и наклонному устью, восстановлена добыча по нефти с 25 до 35 т/сут., что свидетельствует об эффективной обработке призабойной части скважины.

Применение предложенного способа позволит очистить скважину и оборудование от солей и восстановить работу скважины без применения спуско-подъемных операций и бригады подземного ремонта скважины.

Способ обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины, заключающийся в том, что при срыве подачи электроцентробежного насоса ЭЦН без видимых отклонений в параметрах работы насоса и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя pH>7 производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины, выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра, рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья, перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН с вертикального устья, производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины со стороны вертикального устья, после закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья и кратковременно запускают ЭЦН с вертикального устья, после остановки ЭЦН с вертикального устья производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью в фильтровую часть скважины, при этом после запуска ЭЦН увеличенным темпом отбора с наклонного устья периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья, после восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН с вертикального устья и возвращают подачу с наклонного устья в нормальный режим работы.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для дозированной подачи жидких реагентов в нефте- или газопроводы при обработке призабойной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может найти применение для очистки нефтяных и газовых скважин от отложений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость для предотвращения отложения солей на рабочих органах электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Производят дозирование ингибитора коррозии перед насосами, производящими периодическую откачку продукции скважин из резервуаров по мере их заполнения. После заполнения резервуара производят автоматическую откачку разделившейся на нефть и воду продукции скважин насосом, при этом производят дозирование ингибитора коррозии в приемный коллектор насоса для откачки продукции скважин насосом-дозатором. Запуск насоса-дозатора производят автоматически и синхронизируют с запуском насоса для откачки продукции скважин. Остановку насоса-дозатора производят автоматически при снижении обводненности перекачиваемой продукции скважин до 30%. Для контроля обводненности откачиваемой продукции скважин на напорный нефтепровод устанавливают поточный прибор для измерения содержания воды. Техническим результатом является уменьшение расхода ингибитора коррозии и увеличение защитного эффекта от коррозии. 1 ил.
Наверх