Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, подземном ремонте, промывках, обработках призабойной зоны скважины.

Известен способ безводной эксплуатации скважин, в котором проводят оборудование скважин эксплуатационной и лифтовой колоннами во внутреннюю полость лифтовой колонны, находящейся под давлением, спускают до забоя с помощью колтюбинговой установки гибкую трубу, открывают кольцевое и затрубное пространства скважины, закачивают через гибкую трубу гидрофобизирующую композицию в необходимом объеме при поддержании в кольцевом и затрубном пространствах противодавления, превышающего давление закачивания гидрофобизирующей композиции не менее чем на 10%, продавливают гидрофобизирующую композицию в пласт на необходимую глубину, гибкую трубу извлекают из скважины (патент РФ №2333348, опублик. 10.09.2008).

Недостатком способа является то, что через лифтовую колонну, снабженную штанговым насосом, невозможно спустить колтюбинговую трубу, даже при условии подъема из скважины колонны штанг и плунжера насоса. Остающиеся на лифтовой колонне приемный клапан и фильтр препятствуют пропуску по лифтовой колонне колтюбинговой трубы. Для реализации способа выполняют длительные и дорогостоящие операции по подъему из скважины колонны с насосным оборудованием и спуску в скважину колонны без насосного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб, по межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закачивают в скважину и на забой легкую нефть. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины. Закачку нефти продолжают до полной замены жидкости глушения на нефть. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачивают 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу (патент РФ №2261991, опублик. 10.10.2005 - прототип).

Спуск колтюбинговых труб по межтрубному пространству позволяет отказаться от длительных и дорогостоящих операций по подъему из скважины колонны с насосным оборудованием и спуску в скважину колонны без насосного оборудования. Недостатком известного способа является поступление закачиваемых материалов в насос и колонну насосно-компрессорных труб даже при закрытой задвижке на устье скважины. В зависимости от типа используемых материалов воздействие на насос может привести к ухудшению его работы или даже к выходу его из строя. Кроме того, спуск по межтрубному пространству колтюбинговой трубы часто приводит к обвиванию колтюбинговой трубой колонны насосно-компрессорных труб и невозможности спуска в скважину или подъема из скважины колтюбинговой трубы.

В предложенном изобретении решается задача сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем спуск колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины, закачку продуктов для обработки и запуск скважины в работу, согласно изобретению в качестве колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования используют колонну и оборудование с диаметром не более 2,5 дюймов, спуск колтюбинговой трубы выполняют по межтрубному пространству скважины с зенитным углом наклона ствола до 30° при оборудовании скважины 6 и более дюймовой эксплуатационной колонной или с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной, перед закачкой продуктов колонну насосно-компрессорных труб выше насоса заполняют нефтью, а с устья скважины в колонне насосно-компрессорных труб создают давление, большее, чем в колтюбинговой трубе.

Сущность изобретения

При обработках призабойной зоны добывающей скважины с помощью колтюбинговой установки наличие колтюбинговой трубы в межтрубном пространстве позволяет заменить колонну насосно-компрессорных труб и проводить обработки без ее подъема из скважины. При этом существенно экономятся трудозатраты на обработку. Однако не всегда удается спустить колтюбинговую трубу в скважину без того, чтобы она не обвила колонну насосно-компрессорных труб. В результате спуск колтюбинговой трубы или подъем ее из скважины оказываются невозможными, цели обработки призабойной зоны недостигнутыми. Однако, даже если удается избежать захлеста колтюбинговой трубы вокруг колонны насосно-компрессорных труб, часто после обработок все равно приходится поднимать колонну насосно-компрессорных труб и ремонтировать насос, поврежденный в результате воздействия продуктов для обработки, чаще всего кислоты. В предложенном изобретении решается задача сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны добывающей скважины, в которой имеется колонна насосно-компрессорных труб с насосом, имеющим приемный и нагнетательный клапаны, проводят спуск колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины. В качестве колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования используют колонну и оборудование с диаметром не более 2,5 дюймов. Работы проводят на скважинах с зенитным углом наклона ствола до 30° при оборудовании скважины 6 и более дюймовой эксплуатационной колонной или с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной. В скважины с меньшей эксплуатационной колонной спускать колтюбинговую трубу не рекомендуется. Колонну насосно-компрессорных труб выше насоса заполняют нефтью. С устья скважины в колонне насосно-компрессорных труб создают давление, большее, чем в колтюбинговой трубе. Это давление предотвращает открытие приемного и нагнетательного клапанов и предотвращает поступление продуктов для обработки в насос. Затем проводят операции по обработке призабойной зоны в зависимости от целей обработки, например интенсификацию притока нефти, изоляцию водопритока, выравнивание профиля притока и т.п. После закачки продуктов для обработки и операций по назначению обработки промывают скважину и запускают в работу.

Пример конкретного выполнения

Проводят солянокислотную обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины с зенитным углом наклона ствола до 30°, оборудованной 6-дюймовой эксплуатационной колонной. В скважине размещена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 2,5 дюйма с глубинным штанговым насосом. На устье скважины установлен станок-качалка.

Откидывают головку балансира станка-качалки. В эксцентричном подвесном фланце устьевой арматуры демонтируют геофизическую пробку в отверстии для геофизических исследований. В отверстии монтируют сальниковое устройство (лубрикатор). Колтюбинговую трубу диаметром 25,4 мм пропускают в лубрикатор и спускают по межтрубному пространству до подошвы интервала перфорации. Скважину промывают нефтью с расходом 1 л/сек. Скважина (и колонна насосно-компрессорных труб выше насоса) заполняется нефтью. Определяют приемистость пласта закачкой нефти в объеме 6 м³. Промывочный агрегат соединяют с трубным пространством штангового глубинного насоса, производят закачку нефти и создают давление внутри колонны насосно-компрессорных труб, равное 10 МПа. По колтюбинговой трубе под давлением 9 МПа закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 6 м³, что соответствует расчету 1,5 м³/м интервала перфорации. Раствор кислоты продавливают в пласт закачкой нефти в объеме 6 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Сбрасывают давление в межтрубном пространстве. Через колтюбинговую трубу вымывают продукты реакции. Отбирают жидкость из скважины в желобную емкость до установления водородного показателя рН выносимой из скважины жидкости в пределах 5,0-5,5, т.е. в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Сбрасывают давление в колонне насосно-компрессорных труб.

Поднимают из скважины колтюбинговую трубу, снимают лубрикатор, ставят геофизическую пробку и запускают скважину в работу.

Аналогичные работы с успехом проводились на скважине с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной при создании давления в колонне насосно-компрессорных труб выше насоса в пределах от 3 до 5 МПа.

При проведении обработок по предложенному способу не было отмечено трудностей со спуском и подъемом колтюбинговой трубы и не возникала необходимость ремонта насоса. Кроме того, при осуществлении предложенного способа по сравнению с традиционными способами продолжительность работ снижается в 3-4 раза, трехкратно уменьшается стоимость ремонта, осуществляется избирательная доставка химреагента на забой скважины, исключаются спуско-подъемные операции, появляется возможность работы без глушения скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины.