СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
TREATMENT METHOD OF BOTTOMHOLE ZONE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.
3
Известен способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2184221, МПК E21B 37/06, опубл. 27.06.2002 г., бюл. №18), включающий извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10%-ной концентрации бисульфата натрия, 10%-ной концентрации карбамида натрия и 0,5%-ной концентрации сульфанола в объеме 1 м на 1 м эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;
- во-вторых, в процессе обработки при отсутствии или малой приемистости пласта возможно превышение давления продавки растворителя выше допустимого на эксплуатационную колонну скважины, что может привести к ее повреждению;
- в-третьих, длительность реализации способа, связанная с извлечением колонны труб с глубинно-насосным оборудованием и его последующим спуском в скважину после обработки призабойной зоны пласта;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем при демонтаже нагнетательной линии (насосного агрегата, автоцистерны).
3
6
8
Наиболее близким по технической сущности является способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2160359, МПК E21B 37/06, опубл. 10.12.2000., бюл. №34), включающий остановку скважины, заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90°C, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C-C не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25-75:25-75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, малая эффективность реализации способа, так как продавка скважинной жидкости осуществляется в призабойную зону пласта в процессе заполнения скважины растворителем, при этом происходит кольматация призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью;
- во-вторых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;
- в-третьих, большие временные затраты на реализацию способа, связанные с длительностью приготовления растворителя, проведения спуско-подъемных операций на кабеле в интервал перфорации и времени на прогрев растворителя в скважине, а также технологической выдержкой в течение 12-24 ч;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сокращение временных затрат на реализацию способа и повышение культуры производства.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим остановку скважины, заполнение растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений скважины с эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, технологическую выдержку, запуск скважины в эксплуатацию.
3
Новым является то, что перед заполнением скважины растворителем отложений на устье скважины монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, при этом теплообменное устройство обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом, в качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну скважины и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C, причем температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе, процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости, не превышая предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, по окончании заполнения растворителем обсадной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб прекращают подачу пара паропередвижной установкой в темплообменное устройство, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с растворителем и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м и прокачивают растворитель из нагнетательной линии в скважину, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, по окончании 3-х циклов циркуляции растворителя запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод.
Сущность предлагаемого способа заключается в осуществлении одновременно теплового и химического методов очистки поверхности колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны добывающей скважины от отложений.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины.
Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины реализуют в скважине 1 с эксплуатационной колонной 2 и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб 3, оснащенной глубинным насосом 4, например электроцентробежным насосом с циркуляционным клапаном (на фигуре не показан), установленным выше насоса.
Перед заполнением скважины 1 растворителем отложений останавливают скважину 1, т.е. отключают глубинный насос 4.
На устье скважины (на фигуре не показано) к первой затрубной задвижке 5 скважины 1 монтируют нагнетательную линию 6, проходящую через теплообменное устройство 7. Теплообменное устройство 7 обвязывают с паропередвижной установкой 8 и автоцистерной 9 с растворителем и автоцистерной 10 с технологической жидкостью, обвязанные с насосным агрегатом 11.
В качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.
Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной прост в применении, а также не требует смешивания с другими химическими компонентами на устье скважины перед закачкой в скважину 1.
Одновременно запускают в работу паропередвижную установку 8, например паровую промысловую установку ППУА-1600/100, которая перекачивает пар с расходом 1600 кг/ч под давлением 3,0 МПа через теплообменное устройство 7, и насосный агрегат 11, например насосный агрегат СИН-35, который из автоцистерны 9 подает растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при открытой первой затрубной задвижке 5 скважины 1 по межколонному пространству 12. Растворитель, подогретый в теплообменном устройстве 7 до температуры 75-80°C, заполняет эксплуатационную колонну 2 скважины 1 и спущенную в нее колонну насоснокомпрессорных труб 3, оснащенную глубинным насосом 4 (через циркуляционный клапан).
Температуру растворителя в 75-80°C на выходе из теплообменного устройства 7 поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата 11, подающего растворитель из автоцистерны 9 при постоянных значениях температуры, создаваемых на выходе паропередвижной установки 8, например 220°C, и расхода пара 1600 кг/ч.
Например, насосный агрегат 11 подает растворитель из автоцистерны 9 через теплообменное устройство 7 по нагнетательной линии 6 через открытую первую затрубную задвижку 5 в межколонное пространство 12 скважины 1 с расходом 10 л/с, при увеличении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 выше 80°C, например до 85°C, увеличивают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 15 л/с, при этом температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 снижается до 75-80°C.
Наоборот, при снижении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 ниже 75°C, например до 70°C, уменьшают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 5 л/с, после чего температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 повышается до 75-80°C.
Применение паропередвижной установки (ППУ) позволяет повысить надежность реализации способа, так как обеспечивает гарантированное нагревание растворителя, которым заполняют скважину. Кроме того, поддержание температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 позволяет контролировать температурный режим при заполнении скважины 1 растворителем.
Процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 скважины 1 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 производят с одновременным вытеснением в нефтепровод 13 скважинной жидкости, не превышая давления предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну 2 скважины 1, при этом вторую затрубную задвижку 14 закрывают, а линейную 15 и трубную 16 задвижки открывают. Например, предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну 2 скважины 1 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 9 из автоцистерны насосным агрегатом 11 при заполнении скважины 1 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируют по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 11.
В предлагаемом способе обработки призабойной зоны скважины скважинная жидкость в процессе заполнения скважины растворителем вытесняется из скважины в нефтепровод, а не продавливается, как в прототипе, поэтому не происходит кольматации призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью, а это позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины в целом.
По окончании заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 растворитель по колонне насосно-компрессорных труб 3 через выкидную линию 16 поступает в нефтепровод 13, после этого подачу пара паропередвижной установкой 8 в теплообменное устройство 7 прекращают.
В предлагаемом способе исключаются спуско-подъемные операции для прогрева нагревателем растворителя в скважине, а следовательно, сокращается время технологической выдержки и время на осуществление способа в целом.
Отсоединяют от насосного агрегата 11 автоцистерну 9 с растворителем и подсоединяют автоцистерну 10 с технологической жидкостью.
3
В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м с добавлением поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99 в количестве 0,2% от объема пресной воды.
3
Насосным агрегатом 11 подают технологическую жидкость из автоцистерны 10 в нагнетательную линию 6 в объеме 1,0 м и прокачивают растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при выключенной паропередвижной установке 8 в скважину 1. Закрывают первую затрубную задвижку 5 и отсоединяют нагнетательную линию 6 от затрубной задвижки. Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 4 ч.
Прокачка нагнетательной линии 6 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при демонтаже насосного агрегата 11, автоцистерны с растворителем 9, теплообменного устройства 7, и повышает культуру производства при реализации способа.
По окончании технологической выдержки закрывают линейную задвижку 15 и открывают вторую затрубную задвижку 14. Запускают глубинный насос 4, который работает в течение 3-х циклов сам на себя, т.е. глубинный насос 4 осуществляет три круговые циркуляции растворителя: глубинный насос 4 - колонна насосно-компрессорных труб 3 - выкидная линия 16 - трубная задвижка 17 - вторая затрубная задвижка 14 - межколонное пространство 12 - глубинный насос 4.
По окончании 3-х циклов циркуляции растворителя с помощью глубинного насоса 4 открывают линейную задвижку 15 и закрывают вторую затрубную задвижку 14.
Запускают скважину 1 в эксплуатацию, т.е. включают глубинный насос 4 и откачивают им отработанный растворитель в нефтепровод 13.
В результате реализации предлагаемого способа сокращаются временные затраты реализации способа за счет исключения спуско-подъемных операции нагревателя на кабеле в интервал перфорации, а также время на прогрев нагревателем растворителя в скважине, кроме того, сокращается время технологической выдержки.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность и надежность обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сократить продолжительность его реализации и повысить культуру производства.