Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом
METHOD OF TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF PRODUCTION WELL OPERATED WITH DOWNHOLE PUMP

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки кислотосодержащими растворами призабойных зон добывающих скважин эксплуатирующихся скважинными глубинными насосами.
Известен способ обработки призабойных зон добывающих скважин (патент RU №2373385, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2009 г. в бюл. №32) путем закачки по колонне труб пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, Азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой.
Недостатки способа:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как для реализации способа необходимо несколько раз закачивать в скважину различные реагенты.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины (патент RU №2555975, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2015 г. в бюл. №19), эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим снятие штангового глубинного насоса из замковой опоры колонны труб добывающей скважины, извлечение штангового глубинного насоса из колонны труб на поверхность, извлечение колонны труб с замковой опорой на поверхность, после чего проводят определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, спуск в скважину колонны труб с пакером и закачку кислоты на забой скважины, удаление из скважины кислоты промывкой скважины нефтью, посадку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.
Недостатки способа:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (закачка кислоты на в скважину, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, спуск и установка пакерующего устройства в скважине и т.д.).
Техническими задачами изобретения являются снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну, исключение загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим спущенную в добывающую скважину колонну труб со штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, исследование скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.
3
Новым является то, что останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока жидкости, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, включают привод штангового глубинного насоса и производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом штанговый глубинный насос откачивает нефть из скважины в линию, останавливают привод штангового глубинного насоса и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, производят закачку кислоты в колонну труб скважины, а затем закачкой по колонне труб антикоррозионной жидкости в 1,25 объема колонны труб производят продавку кислоты из колонны труб через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, после чего осуществляют закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в 1,25 объеме колонны труб, устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом.
На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1, оснащенная колонной труб 2 со штанговым глубинным насосом (ШГН) 3, установленным в замковую опору 4 колонны труб 2.
В процессе эксплуатации снижается дебит добываюшей скважины 1 (см. фиг. 1) из-за того, что призабойная зона 5 добывающей скважины 1 кольматируется различными отложениями (глинистой коркой, присутствующими в породе пласта 6 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязненями, способными вступать в активную реакцию с кислотой). Кроме того, в призабойной зоне 5 пласта 6 добывающей скважины 1 образуются камеры-полости (на фиг. 1-4 не показано), в которых происходит накопление нефти. Все это приводит к потере фильтрационных свойств призабойной зоны 5 (см. фиг. 1) добывающей скважины 1, и как следствие к снижению притока из пласта 6, т.е. снижению дебита добывающей скважины 1.
Проведением кислотной обработки производят очистку призабойной зоны 5 добывающей скважины. Это восстанавливает или повышает фильтрационные свойства призабойной зоны 5 добывающей скважины 1. На устье добывающей скважины установлены линейная 7 и затрубная 8 задвижки.
С целью очистки призабойной зоны 5 скважины 1 останавливают привод ШГН 3, затем устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 9 (см. фиг. 2), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 11, автоцистерну с кислотой 12 и желобную емкость 13, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Закрывают технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18.
В качестве насосного агрегата 9 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.
В качестве переключателя потока 10 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
В качестве автоцистерны для АКЖ и кислоты применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на баз прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.
В качестве желобной емкости 13, например, применяют емкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ»кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.
В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например, TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 11.
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путем добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м.
12% соляную ингибированную синтетическую техническую завозят на скважину 1 на автоцистерне 12.
Далее исследуют скважину 1 отбивкой уровня 20 жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-4 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.
Например, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 20 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 900 м.
3
3
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологическую 17 задвижки. Включают привод ШГН 3. С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку АКЖ в затрубное пространство 20 скважины 1 в объеме 1,5-3 м, например 2,5 м, не превышая давление закачки 2,0 МПа, чтобы не передавить ШГН 3, находящийся в замковой опоре 4 колонны труб 2, при этом ШГН 3 откачивает нефть из скважины 1 в линию через открытую линейную задвижку 7.
Останавливают привод ШГН 3. Ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1, например в течении 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1 до значения 900 м отбитого ранее.
После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота. Убедившись, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 20 (см. фиг. 2) скважины 1 снизился до вышеуказанного значения 900 м. В результате в стволе скважины 1 происходит замещение нефти на АКЖ.
Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также все линейные задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Извлекают его из замковой опоры 4 колонны труб 2, например, с помощью подъемного крана 21, установленного на устье скважины 1.
Далее устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «б». Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические 14 и 16. Открывают технологические задвижки 15, 17, 18.
3
3
3
Определяют объем кислоты для закачки в призабойную зону 5 пласта 6, например из расчета 1,0 м на один метр перфорированной высоты продуктивного пласта 6. Например, при перфорированной высоте пласта равной 3,5 м объем закачки кислоты составит: 1 м ⋅ 3,5 = 3,5 м.
3
С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 12 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку кислоты в колонну труб 2 скважины 1 в объеме 3 м.
Далее закрывают задвижку 15, открывают задвижку 14.
Закачкой антикоррозионной жидкости в 1,25 объема колонны труб 2, насосным агрегатом 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 по колонне труб 2. и производят продавку кислоты из колонны труб 2 через призабойную зону 5 скважины 1 в пласт 6
3
3
3
Например, объем колонны труб 2 составляет 4 м. Тогда объем АКЖ используемый для продавки кислоты в пласт 6 составляет: 1,25 ⋅ 4 м = 5 м.
Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также все линейные задвижки 14, 15, 16, 17, 18 и осуществляют технологическую выдержку, например в течении 6 часов на реакцию кислоты в призабойной зоне 5 добывающей скважины 1.
Далее устанавливают переключатель потока 9 жидкости (см. фиг. 2) в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологическую 17 задвижки.
3
3
3
С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку АКЖ в затрубное пространство 20 скважины 1 в 1,25 объема колонны труб 2. Как указано выше объем колонны труб 2 составляет 4 м. Тогда объем АКЖ составляет: 1,25 ⋅ 4 м = 5 м. После чего закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические 14 и 16. Открывают технологические задвижки 15, 17, 18.
АКЖ, закачанная в межколонное пространство 20 скважины 1 до закачки кислоты в призабойную зону скважины и после продавки кислоты в пласт снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонна труб 2 и ШГН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении обработки призабойной зоны 5 скважины 1.
С помощью подъемного крана устанавливают ШГН 3 в замковую опору 4 колонны труб 2. Устанавливают переключатель потока 9 жидкости (см. фиг. 4) в положение «а», открывают технологические задвижки 17 и 18, закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические задвижки 14, 15, 17.
Запускают привод ШГН 3 и производят откачку ШГН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны 5 скважины 1 в желобную емкость 13 до нейтрального рН. Нейтральный рН=7. Величину рН замеряют на входе в желобную емкость 13.
3
Например, в начале откачки рН=5,0 и по мере откачки ШГН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объеме 10 м рН достиг нейтрального значения равного 7. После этого останавливают привод ШГН 3.
Показатель рН измеряют, например с помощью цифрового портативного рН метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.
На устье скважины демонтируют: насосный агрегат 9 (см. фиг. 1), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 11, автоцистерну с кислотой 12, желобную емкость 13, технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.
Вновь запускают привод ШГН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1.
При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины, что гарантировано исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.
Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как все оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа, а все работы при реализации способа проводятся путем проведения манипуляций с линейной 7, затрубной 8, технологическими 14, 15, 16, 17,18 задвижками и изменением положения «а» или «б» переключателя потока 9 жидкости, а также исключается применение пакерующего устройства.
Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся при спущенном в скважину эксплуатационном оборудования: колонна труб 2 и насос (ШГН 3). Поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом позволяет:
- снизить негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонну труб);
- исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;
- сократить затраты на реализацию способа;
- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.