Результат интеллектуальной деятельности: Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны пласта кислотными реагентами добывающей скважины.

Известен способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент RU № 2671880, МПК E21B 43/247, E21B 43/267, E21B 43/27, E21B 43/22, опубл. 07.11.2018 в Бюл. № 31), включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, причем перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

Недостатками способа являются узкая область применения (только для скважин с высоким внутрипластовым давлением – фонтанирующих скважин) и сложность реализации из-за большого количества операций и их много стадийность с применением дорогостоящих реагентов и оборудования.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного, или газового, или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды (патент RU № 2293214, МПК F04B 47/00, E21B 43/00, опубл. 10.02.2007 в Бюл. № 4), по которому спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ, нагретую до 70-80°С, смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым поверхностно-активным веществом (ПАВ) в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.

Недостатками данного способа являются наличие большого количества спускоподъемных операций и большие затраты времени между обработкой и добычей связанных с отсутствием, связанные с необходимостью подъема насосного оборудования перед кислотной термообработкой и спуска насосного оборудования после обработки, и необходимость постоянного контроля за расположением насосного оборудования в скважине для раздельной добычи воды и нефти.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, позволяющего без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.

Техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом.

Новым является то, что в качестве реагентов используют кислотный состав, перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб, в скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, которую продавливают горячей водой в пласт, после необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом, при необходимости кислотную обработку пласта производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны.

Новым также является то, что в скважинах малого диаметра в качестве лифтовых труб используют НКТ.

Новым является также то, что в качестве глубинных насосов применяют электроцентробежные насосы.

На фиг 1 изображена схема реализации способа.

На фиг 2 изображен разрез А-А фиг. 1.

Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины включает спуск в скважину 1 (фиг.1) колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 2 с хвостовиком 3, закачку реагента и горячей воды в пласт 4, спуск на лифтовых трубах 5 в скважину глубинного насоса 6, отбор продукции скважины 1 насосом 6. В качестве реагентов используют кислотный состав (выбираю в лабораторных условиях, исходя из материала пласта 4 по анализу эффективности растворения керна – на состав авторы не претендуют). Перед спуском НКТ 2 предварительно определяют приемистость пласта 4, необходимый объем закачки реагентов (из геофизических исследований) и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб НКТ 2 и лифтовых труб 5 (при помощи лабораторных исследований), спущенных в скважину 1. Исходя из полученных результатов выбирают площадь поперечного сечения S (фиг. 2) межтрубного пространства 7, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб НКТ 2 (фиг. 1) и лифтовых труб 5. В скважину 1 перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб 5 с насосом 6 (фиг. 2) и наружным диаметром D, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения S межтрубного пространства 7 снаружи этих лифтовых труб 5 (фиг. 1), по которой закачивают кислотный состав. Кислотный состав для ускорения реагирования продавливают горячей водой (температурой 50 – 85 °С) в пласт 4. После необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом 6. При необходимости кислотную обработку пласта 4 производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта 4 до получения необходимой проницаемости призабойной зоны этого пласта 4. В скважинах малого диаметра (с обсадными трубами 8 диаметром ø 114 мм и менее) в качестве лифтовых труб 5 используют НКТ 2 (то есть насос 6 сразу спускают на НКТ малого диаметра, а лифтовые трубы не используют), а необходимая площадь S (фиг. 2) обеспечивается зазором между насосом 6 и внутренней стенкой скважины 1 (не показано). При работе в высокодебитных скважинах 1 качестве глубинных насосов 6 могут применять применяют электроцентробежные насосы.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность, на фиг. 1 и 2 не показаны или показаны условно.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1

В скважину 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 168 мм (внутренний диаметр ø 150 мм) спустили НКТ 2 диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм). После исследований определили, что при закачке кислотного состава (15% водного раствора HCl) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8, НКТ 2 и лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 4000 мм² (S ≤ 4000 мм²). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (штанговый глубинный насос – ШГН) наружным диаметром ø 57 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) диаметром ø 60 мм (S ≈ 3400 мм²). По межтрубному пространству 7 закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,5 м³ и продавили горячей водой в объеме 2,7 м³ температурой 65 °С (выделившейся воды после отделения нефти, получаемой про добыче высоковязкой нефти по технологии паро-гравитационного воздействия на пласт на близлежащем месторождении). После технологической выдержки – 1 час приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.

Пример 2

Для скважины 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм) в ходе исследований определили, что при закачке кислотного состава (12% водного раствора H₂SO₄) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8 лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 3500 мм² (S ≤ 3500 мм²). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (электроцентробежный насос – ЭЦН) наружным диаметром ø 69 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) – НКТ диаметром ø 60 мм (S ≈ 2500 мм²). По межтрубному пространству 7 (между обсадными трубами 8 и лифтовыми трубами 5) закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,2 м³ и продавили горячей водой в объеме 3 м³ температурой 60 °С (с водонагревателя). После технологической выдержки – 40 мин. приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.

В обоих примерах насосы 6 оставались в скважине в интервале начальной установки на время закачки кислотной композиции.

Как показала практика для достижения сопоставимых результатов по эффективности (по приросту добычи продукции пласта 4) с аналогами предлагаемому способу требуется закачать объем кислотной композиции примерно в 2 – 3 раза меньше, воды – в 3 – 4 раза меньше, времени на закачку и технологическую выдержку требуется более чем в 3 раза меньше, времени между обработкой и добычей продукции – в 2 – 2,5 раза меньше. При этом практически отсутствует растворение стенок скважинных труб 2, 5 и 8 кислотным составом.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины позволяет без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.