СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ИЗЛИВОМ
FLOW OUT METHOD OF TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF PRESSURE WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины.
Известен способ ремонта нагнетательной скважины, включающий накопление в призабойной зоне жидкости и ее излив на поверхность (патент РФ №2079637, кл. E21B 43/00, опубл. 1997.05.20).
Известный способ недостаточно эффективен вследствие неконтролируемости параметров накопления жидкости и излива.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий обработку скважин за 15-45 циклов, на каждом из которых производят 6-30 депрессионно-репрессионных импульсов дренирования, которые создают при формировании в скважине избыточного давления, превышающего пластовое, путем закачки флюида в затрубное пространство. Наземным прерывателем вначале резко открывают скважину и изливают жидкость по насосно-компрессорным трубам в наземную сборную емкость. При достижении наибольшей скорости излива резко закрывают скважину и создают затухающую стоячую волну, которая за 2-2,5 с достигает зумпфа скважины и возвращается к устью, делая при этом импульсные удары по призабойной зоне пласта. Колебания контролируют по устьевому манометру и прерывают в период начала возврата волны к устью скважины, усиливая депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны синфазным изливом жидкости и по насосно-компрессорным трубам в желобную емкость. Излив производят 2-4 с и затем вновь формируют стоячую волну и так повторяют до снижения избыточного давления в скважине. Флюид нагнетают с постоянной производительностью для контроля за временем достижения конкретного значения избыточного давления в скважине. Если время возрастает, то обработку продолжают, если не возрастает, то прекращают (патент РФ №2159326, кл. E21B 43/25, опубл. 2000.11.20 - прототип).
Известный способ позволяет проконтролировать параметры закачки жидкости и излива, однако он недостаточно эффективен вследствие малого количества изливающейся из скважины жидкости и краткости излива.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.
3
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом, включающем закачку жидкости в призабойную зону до повышения давления и излив жидкости из скважины, согласно изобретению предварительно производят закачку в межтрубное пространство скважины раствора поверхностно-активного вещества в пресной воде в объеме 4-6 м, в качестве жидкости для закачки в призабойную зону используют антикоррозионную жидкость, при перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб антикоррозионную жидкость закачивают вслед за раствором поверхностно-активного вещества в межтрубное пространство скважины в течение 3-6 мин до достижения максимального давления закачки, но не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, останавливают закачку антикоррозионной жидкости, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб в течение 3-6 мин, перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторяют операции закачки антикоррозионной жидкости и излива 3-6 раз, при перекрытой на устье скважины колонне насосно-компрессорных труб заполняют полностью межтрубное пространство скважины антикоррозионной жидкостью, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб до чистой воды и запускают скважину в работу.
Признаками изобретения являются:
1) закачка жидкости в призабойную зону до повышения давления;
2) излив жидкости из скважины;
3) предварительная закачка в межтрубное пространство скважины раствора поверхностно-активного вещества в пресной воде;
3
4) то же в объеме 4-6 м;
5) использование в качестве жидкости для закачки в призабойную зону антикоррозионной жидкости;
6) при перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб закачка антикоррозионной жидкости вслед за раствором поверхностно-активного вещества в межтрубное пространство скважины;
7) то же в течение 3-6 мин до достижения максимального давления закачки, но не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну;
8) остановка закачки антикоррозионной жидкости;
9) перекрытие на устье скважины межтрубного пространства, открытие на устье колонны насосно-компрессорных труб и излив через колонну насосно-компрессорных труб в течение 3-6 мин;
10) перекрытие на устье колонны насосно-компрессорных труб и повтор операции закачки антикоррозионной жидкости и излива 3-6 раз;
11) при перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб заполнение межтрубного пространства скважины антикоррозионной жидкостью;
12) перекрытие на устье скважины межтрубного пространства, открытие колонны насосно-компрессорных труб и излив через колонну насосно-компрессорных труб до чистой воды;
13) запуск скважины в работу.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При работе нагнетательной скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, уменьшающие продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако их эффективность невелика. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.
3
3
При обработке призабойной зоны нагнетательной скважины изливом в межтрубное пространство скважины, т.е. в пространство между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, закачивают раствор поверхностно-активного вещества в пресной воде в объеме 4-6 м. Затем для увеличения давления в призабойной зоне при перекрытой колонне насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство скважины закачивают первую порцию антикоррозионной жидкости в течение 3-6 мин. Расход закачки составляет, как правило, 5-10 м/сут. При этом давление закачки возрастает. Давление поднимают до максимально возможного, но не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Обычно давление поднимают не до максимально допустимого, а на 10% менее, обеспечивая запас прочности. После закачки порции останавливают закачку антикоррозионной жидкости, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб в течение 3-6 мин. Перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и закачивают вторую порцию антикоррозионной жидкости аналогично первой, после чего производят излив как и после закачки первой порции антикоррозионной жидкости. Закачку порции антикоррозионной жидкости и излив производят 3-6 раз. Затем при перекрытой на устье скважины колонне насосно-компрессорных труб заполняют полностью межтрубное пространство скважины антикоррозионной жидкостью. При этом находившийся в межтрубном пространстве раствор поверхностно-активного вещества выдавливается в призабойную зону скважины. Перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб до появления на устье скважины чистой воды и запускают скважину в работу.
В качестве антикоррозионной жидкости используют следующие водные растворы.
Состав 1:
Сульфит натрия (Na<sub>2</sub>SO<sub>3</sub>)
- 0,5 кг
СНПХ-1004
- 1,0 кг
Вода
- 1000 кг
Состав 2:
Карбонат натрия (Na<sub>2</sub>CO<sub>3</sub>)
- 3 кг
СНПХ-1004
- 1,0 кг
Вода
- 1000 кг
Состав 3:
Едкий натр (NaOH)
- 1,5 кг
СНПХ-1004
- 1,0 кг
Вода
- 1000 кг
Могут быть использованы и другие растворы, обладающие антикоррозионными свойствами.
В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют 0,01-0,5%-ный раствор в пресной воде. В качестве поверхностно-активных веществ могут быть использованы МЛ-81Б, МЛ-72, МЛ-80, ОП-7, ОП-10 и прочие.
Бактерицид СНПХ-1004 представляет собой катионоактивное фосфорсодержащие ПАВ в смеси органических растворителей и выпускается согласно ТУ 2458-011-12966038-2001. Представляет собой жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с массовой долей фосфора от 4,0 до 5,0% и концентрации водородных ионов от 5,5 до 8,5.
МЛ-81Б выпускается согласно ТУ 2481-007-48482528-99, является моющим препаратом, представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ.
В результате удается очистить призабойную зону и одновременно заполнить межтрубное пространство скважины антикоррозионной жидкостью.
Примеры конкретного выполнения
3
3
Пример 1. Проводят обработку призабойной зоны нагнетательной скважины изливом. Скважина глубиной 1137 м снабжена обсадной колонной диаметром 146 мм, в скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1120 м. Интервал перфорации расположен на глубине 1131-1135 м. Скважина заполнена минерализованной водой. В межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 закачивают 5 м 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде. При перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 в течение 4 мин с расходом 7 м/час закачивают антикоррозионную жидкость по составу 2 до достижения давления закачки 9 МПа при допустимом давлении на обсадную колонну 13 МПа. Останавливают закачку антикоррозионной жидкости, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и производят излив жидкости через колонну насосно-компрессорных труб в течение 4 мин в водовоз. Повторяют операции закачки антикоррозионной жидкости и излива 5 раз аналогично вышеописанному. При перекрытой на устье скважины колонне насосно-компрессорных труб закачивают в межтрубное пространство скважины антикоррозионную жидкость до полного заполнения межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью. Перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб до чистой воды и запускают скважину в работу.
3
3
Пример 2. Выполняют, как пример 1. В межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 закачивают 4 м 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пресной воде. При перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 в течение 3 мин с расходом 5 м/час закачивают антикоррозионную жидкость по составу 1 до достижения давления закачки 9,5 МПа. Останавливают закачку антикоррозионной жидкости, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и производят излив жидкости через колонну насосно-компрессорных труб в течение 3 мин в водовоз. Повторяют операции закачки антикоррозионной жидкости и излива 3 раза аналогично вышеописанному. При перекрытой на устье скважины колонне насосно-компрессорных труб закачивают в межтрубное пространство скважины антикоррозионную жидкость до полного заполнения межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью. Перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб до чистой воды и запускают скважину в работу.
3
3
Пример 3. Выполняют, как пример 1. В межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 закачивают 6 м 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пресной воде. При перекрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство скважины при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 в течение 6 мин с расходом 10 м/час закачивают антикоррозионную жидкость по составу 3 до достижения давления закачки 10 МПа. Останавливают закачку антикоррозионной жидкости, перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и производят излив жидкости через колонну насосно-компрессорных труб в течение 6 мин в водовоз. Повторяют операции закачки антикоррозионной жидкости и излива 6 раз аналогично вышеописанному. При перекрытой на устье скважины колонне насосно-компрессорных труб закачивают в межтрубное пространство скважины антикоррозионную жидкость до полного заполнения межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью. Перекрывают на устье скважины межтрубное пространство, открывают колонну насосно-компрессорных труб и производят излив через колонну насосно-компрессорных труб до чистой воды и запускают скважину в работу.
3
3
3
До проведения операций по очистке изливом приемистость скважины составляла 96 м/сут. После очистки согласно предложенного способа приемистость скважины составила 150 м/сут. Очистка скважины по технологии прототипа приводит к достижению приемистости скважины порядка 110 м/сут.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.