СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
METHOD OF REPAIRING WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины.
Известен способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5-20 мас. % от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции (Патент РФ №2132450, опублик. 27.06.1999).
Недостатком известного способа является необходимость применения глубинного насоса для циркуляции реагентов в скважине, тогда как весьма часто отложения накапливаются именно в насосе, препятствуя его работе.
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта скважины, согласно которому проводят циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель АСПО «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см - 1000 (патент РФ №2455463, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012 - прототип).
При использовании гибкой трубы выполняют ее расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта.
Известный способ обладает невысокой эффективностью при очистке скважины, полностью потерявшей приемистость из-за кольматации околоскважинной зоны АСПО.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины.
3
Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению промывают забой пластовой водой до ухода не менее 4 м пластовой воды в пласт, затем промывают газожидкостной смесью с объемом газа 25-55% в объеме 1-2 объемов скважины, стравливают давление в скважине до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду до устья, прокачивают по гибкой трубе и отбирают внутри колонны насосно-компрессорных труб моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя, заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление в скважине до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта.
Сущность изобретения
При применении межскважинной перекачки жидкости, т.е. при перекачке пластовой воды от скважины-донора в скважину-акцептор, никакая подготовка пластовой воды не производится и все асфальтосмолопарафинистые вещества попадают с забоя скважины-донора на забой скважины-акцептора, т.е. нагнетательной скважины. Превышение предельно допустимой концентрации нефтепродуктов и асфальтосмолопарафинистых веществ в закачиваемой воде превышает допустимые значения в 1000-1500 раз. При этом интервалы перфорации нагнетательной скважины полностью кольматируются до полного отсутствия приемистости. Забойное и пластовое давление уменьшается. Эта проблема характерна для многих скважин с межскважинной перекачкой. Очистить такую скважину известными способами не удается или удается с большими трудностями. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины. Задача решается следующим образом.
3
3
3
3
3
3
После полной потери приемистости останавливают нагнетательную скважину, снабжают скважину колонной насосно-компрессорных труб, внутри которой спускают гибкую трубу до забоя скважины. По гибкой трубе прокачивают и по колонне насосно-компрессорных труб отбирают промывочную жидкость - пластовую воду данного месторождения, т.е. вызывают циркуляцию и промывают прямой промывкой забой в объеме 6-7 м. Отмечают уход воды в объеме 50-60% используемой жидкости. Затем промывают скважину прямой промывкой с аэрацией пластовой воды с расходом 3 л/с при давлении Рначальное/рабочее/конечное (Рн/р/к)=2/12/7 МПа аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки объемное соотношение газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60%, т.е. практически максимальные значения пластовой воды в газожидкостной смеси. Это применяют, чтобы избежать резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды соответственно 80% и 20%. Промывают скважину с применением бустерного агрегата в объеме порядка 14-18 м. На выходе из скважины в пластовой воде наблюдают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление в скважине до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме порядка 3-5 м. Затаривают в приемный бункер бустерного агрегата моющую композицию, состоящую из смеси водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см), и органического растворителя в объеме 2,34 м (плотность растворителя 0,785 г/см). В качестве органического растворителя используют «МИА-пром» или его смесь с РПН. «МИА-пром» представляет собой ……… РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 3% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин (ТУ 0251-062-00151638-2006).
3
3
3
3
Заполняют скважину (а точнее, объем ГТ и кольцевое пространство между НКТ и ГТ + подпакерная зона до искусственного забоя) по колонне гибких труб ГТ газожидкостной смесью, полученную вспениванием на 40-60% в бустерном агрегате моющей композиции и 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде в объеме порядка 3 м. МЛ-81Б и водорастворимый ПАВ «ИТПС-04-А» помимо всего играют роль вспенивателя при аэрации. В качестве вспенивающего газа применяют воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый в газогенераторе путем сжигания атмосферного воздуха. Содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 9%. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляет от 13 до 15 МПа, давление Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом в пределах от 3 до 4 л/с. Циркулируют раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема скважины и обратной 1.5 объема скважины промывки). Возможно применять оба способа промывки по отдельности, но обязательным условием при этом является расхаживание гибкой трубы в интервале от башмака колонны насосно-компрессорных труб с заходом компоновки выше башмака, либо стоп-кольца, установленного на башмаке, на 1-2 м в колонну до искусственного забоя. Цель расхаживания - обеспечить прохождение крупного забойного шлама в кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. При промывке отмечался выход фрагментов резиновых манжет ранее применявшегося при ремонте технологического пакера, перфорационных колец т.п. Общий объем промывки составляет в среднем от 9 до 16 м(2 объема пространства, где происходит циркуляция). Один объем промывки равен сумме объема колонны насосно-компрессорных труб и объема подпакерного (или если пакера нет - объема эксплуатационной колонны от башмака колонны и до искусственного забоя) пространства. Стравливают давление из скважины, заполняют пластовой водой в объеме 4 м. Определяют приемистость пласта при давлении 13 МПа - принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной (околоскважинной) зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции аэрированной на 40-60% жидкостью на основе 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 20-30%. Таким образом добиваются того, что уход и излив при промывке отсутствуют. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/литр. Определяют приемистость пласта, поднимают гибкую трубу.
В качестве органического растворителя используют МИА-пром или его смесь с растворителем парафинов нефтяным (РПН).
МИА-пром представляет собой композиционную смесь парафиновых углеводородов и ароматических углеводородов (ТУ 2458-011-27913102-2001).
РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти с последующим добавлением стабильной нефти (ТУ 0251-062-00151638-2006).
В результате удается очистить скважину и возобновить начальную приемистость скважины.
Пример конкретного выполнения
Нагнетательная скважина предназначена для одновременно раздельной закачки жидкости в два продуктивных пласта. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Искусственный забой - 1757,2 м. Интервалы перфорации 1140,2-1141,9 м, 1142,6-1144,4 м, 1145,1-1146,1 м, 1745,8-1747,4 м, 1747,4-1749,3 м. В скважину спущены 2 колонны насосно-компрессорных труб. Первая длинная колонна имеет наружный диаметр 60 мм, с эксплуатационным пакером спущена до глубины 1728 м, пакер установлен на глубине 1725 м. Вторая короткая колонна спущена в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и длинной колонной до глубины 1111,3 м, ее наружный диаметр 48 мм. Цель ремонта - очистка стенок эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб от АСПО, обработка призабойной зоны продуктивного пласта.
Проводят ремонтные работы только в длинной колонне.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Спускают гибкую трубу диаметром 38,1 мм внутри длинной колонны насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Вызывают циркуляцию и промывают забой технологической жидкостью - пластовой водой плотностью 1,18 г/см в объеме 6,5 м. Отмечают уход воды в объеме 55%. Промывают скважину с аэрацией с расходом 3 л/с при давлении Рн/р/к=2/12/7 МПа, аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки соотношение объемное газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60% во избежание резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды, соответственно 80% и 20%. Промывают с применением бустерного агрегата в объеме 16 м. На выходе отмечают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление из скважины до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме 4 м. Обрабатывают колонну насосно-компрессорных труб закачкой моющей композиции, представляющей собой смесь пластовой воды плотностью 1,18 г/см в объеме 3,87 м, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см), и органического растворителя «МИА-пром» в объеме 2,34 м (плотность растворителя 0,785 г/см). Заполняют скважину аэрированной пластовой водой плотностью 1,18 г/см, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме 4 м. Поддерживают аэрацию в пределах 40-60%. При этом используют бустерный агрегат типа УНГ 8/15, где в качестве инертного газа вместо азота применяется воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый горением в газогенераторе в среде атмосферного воздуха (содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 8-9%). Для обработки растаривают автоцистерну в приемный бункер бустерного агрегата. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляли от 13 до 15 МПа при Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом варьировали от 3 до 4 л/с. Проциркулировав раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема и обратной 1.5 объема промывки). Общий объем промывки составляет в 13 м (2 объема пространства, где происходит циркуляция). Стравливают давление в скважине, заполняют скважину пластовой водой в объеме 4 м. Определяют приемистость пласта при давлении закачки 13 МПа. Скважина принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции пластовой водой плотностью 1,18 г/см, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, аэрированной воздухом с содержанием кислорода менее 8-9% с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Аэрацию поддерживают на уровне 40-60%. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 25%. Уход при промывке не отмечался, излив также не отмечался. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/л. Определяют приемистость пласта - принимает в объеме 50 м/сут при давлении на устье 13 МПа с расходом 0,4-0,5 л/сек. Поднимают гибкую трубу.
В результате удается довести приемистость скважины до начального уровня. Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины.