Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления
METHOD OF WELL OPERATION AND DEVICE FOR IMPLEMENTATION THEREOF

Группа изобретений относится к горной, нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности, к эксплуатации скважин, осложненной наличием в них песка и АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) и солеотложений, и может быть применена для интенсификации притока.
2
Известен способ эксплуатации скважин осложненного породопроявлением с помощью промывки песчаных пробок гибкой трубы колтюбинговой установки [С.М. Вайшток и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб.) М: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С. 145-154;). Недостатки технологии; большие гидравлические потери по гибкой трубе колтюбинговой установки, в связи, с чем при проведении работ наблюдаются высокие устьевые давления (до 100-130 кгс/см), что приводит к разрушению структуры пенных растворов, из-за их недостаточной стабильности; низкая скорость восходящего потока, не всегда обеспечивающего полный вынос песка из скважины.
Технология эффективна, когда скважина эксплуатируется без фильтра. При наличии фильтра с отверстиями фильтрации 0,3 мм и менее эффективность удаления пробки низкая, ввиду наличия фильтрующей поверхности.
Известна технология эксплуатации скважин путем восстановления подземной среды (пат RU 2448239 «Способ восстановления поземных сред и способы очистки песчано-сетчатого фильтра и гравийной набивки» БИ 11 от 20.04.2012). Способы восстановления подземной среды включают введение очищающей жидкости через буровую скважину в область подземной формации, применение импульсного давления к очищающей жидкости и введение уплотняющего агента через буровую скважину в область подземной формации. Способы очистки регулирующих песок сетчатых фильтров включают введение очищающей жидкости через сетчатый фильтр в область подземной формации, причем регулирующий песок сетчатый фильтр расположен в буровой скважине, применение импульсного давления к очищающей жидкости и введение уплотняющего агента через сетчатый фильтр в область подземной формации. Уплотняющий агент содержит, по меньшей мере, один элемент, выбранный из группы, состоящей из неводного и водного придающих клейкость агентов, смолы, геле образующей композиции и их комбинаций. Техническим результатом является предотвращение разрушения формации, - декольматации фильтра с гравийной набивкой.
Недостатки способа; при прохождении жидкости в гидроимпульсном режиме через фильтр с гравийной засыпкой, возможно, его разрушение ввиду резких перепадов давлений, применение кислот для растворения кольматанта - глины песка, малоэффективны т.к. они мало растворимы в органических и неорганических кислотах. При декольматации сетчатого фильтра и гравийной набивки расположенного в буровой скважине, процесс очистки протекает в основном в верхней части.
Наиболее близким по технической сущности является «СПОСОБ ВЫНОСА ПЕСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННОГО ФИЛЬТРА» (пат №2 110671 БИ 13 от 10.05.1998) включающему в себя спуск фильтра, на насосно-компрессорных или других трубах в заданный интервал скважины и вынос взвеси промывочной жидкостью под гидравлическим давлением, на насосно-компрессорных или других трубах размещают самоуплотняющуюся манжету, а между фильтром и самоуплотняющейся манжетой циркуляционный клапан, а вынос взвеси песка обеспечивают периодической прокачкой промывочной жидкости через циркуляционный клапан, при этом в момент выноса взвеси песка самоуплотняющуюся манжету фиксируют выше продуктивного пласта.
Недостатки способа:
- для того чтобы осуществить подъем самоуплотняющейся манжеты выше продуктивного пласта необходим монтаж станка, глушение скважины, подъем колонны, с последующим демонтажем и освоением скважины;
- поднять колонну с песчано-глинистой пробкой с помощью самоуплотняющейся манжеты мощностью в несколько метров маловероятно;
- при циркуляции в предлагаемом техническом решении поток движется как через циркуляционный клапан, так и через фильтр, что снижает эффективность удаления песчаной взвеси из ствола скважины.
Техническим результатом группы изобретений является повышение надежности (эффективности) эксплуатации скважины и снижение затрат за счет размыва, растворения и удаления песчаной пробки, АСПО, отложений солей из ПЗП (призабойной зоны пласта), лифтовой колонны не проводя дополнительных работ по переоборудованию скважины, восстановления производительности в течение обработки продуктивного пласта, возможности обработки пласта многократно, увеличение срока межремонтного периода.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу эксплуатации скважины, характеризующийся тем, что в скважину спускают составную колонну, которую оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта, продолжительность которых, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов, раз от разу меняют, при этом учитывают отклик продуктивного пласта.
Кроме того:
При работающем насосе в затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимера) в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор через лифтовую колонну, удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
В затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимера) в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор, через лифтовую колонну удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
В качестве рабочего агента используют растворитель в виде раствора соляной кислоты или смеси соляной и плавиковой кислот.
В качестве рабочего агента используют нефть или водонефтяную эмульсию, получаемые при эксплуатации скважины.
В качестве рабочего агента используют раствор поверхностно-активного вещества в виде пены или, раствора основе полимеров.
Необходимый технический результат достигается также и тем, что устройство для обработки продуктивного пласта в скважине включает составную колонну труб для спуска в скважину, выполненную в виде верхней ее части, основной по длине, и нижней части, последняя из которых имеет два независимых канала - один из них предназначен для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другой - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществления множественного чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта.
Кроме того:
Независимые каналы имеют концентричное размещение друг относительно друга.
Независимые каналы имеют эксцентричное - параллельное размещение друг относительно друга.
Независимые каналы - один и/или другой имеют перфорацию.
Сущность предложенного решения заключается в том, что осуществляют размыв, растворение и вынос в процессе эксплуатации отложений периодической прокачкой промывочной жидкости под гидравлическим давлением через составную колонну по независимому каналу обеспечивающей циркуляцию через забой скважины и вынос отложений по затрубному пространству на устье скважины, причем независимый канал оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока флюида в направлении забоя.
После вымыва и удаления отложений скважина переводится в режим добычи флюида без дополнительного переоборудования по независимому каналу, предназначенному для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, оборудованного нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока добываемого флюида на устье скважины по лифтовой колонне.
Осуществляют множественное чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта, т е до получения рентабельного притока добываемого флюида, за счет очистки призабойной зоны пласта от отложений породы пласта, АСПО, отложений солей и очистки пор и каналов от примесей прокачкой растворов ПАВ, кислот, эмульсии в режиме реального времени.
При эксплуатации скважины часть мехпримесей поступает в лифтовую колонну т.к. фильтрующие элементы не в состоянии задержать все мехпримеси, а только определенного размера. Пилитовые фракции попадут в ГНО, что приведет к заклиниванию глубинно насосного оборудования. В связи, с чем необходимо удалить мехпримеси из лифтовой колонны (внутритрубного пространства) и после чего с ПЗП (затрубного).
При существующих способах эксплуатации породопроявляющих скважин снижение производительности скважин песчаной пробкой, АСПО является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. При потери притока флюида скважину выводят в капремонт. Для чего проводят монтаж станка обуривание прихваченной пробкой фильтровой компоновки, смену бурового инструмента на бурильный инструмент с левой резьбой для отворота обуренной части фильтровой компоновки и в такой последовательности извлекают прихваченную породой фильтры.
Необходимо проводить размыв и удаление песчано-глинистой пробки до ее формирования по мощности продуктивного горизонта, что приведет к существенному росту производительности добычи и продолжительности эксплуатации. Кроме того, невозможность при существующей технологии скважин оборудованных фильтрами осуществить циркуляцию через ПЗП и недостаточная периодичность промывки создает условия образования песчаных пробок с перекрытием продуктивного пласта (перфорации), что влечет за собой прихват, обрыв насосно-компрессорных труб (НКТ) при их подъеме, неоправданно дополнительные аварийные ловильные работы, сокращается межремонтный период эксплуатации скважины.
Для исключения перечисленных недостатков в скважину спускают составную колонну, которую оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении.
Наличие составной колонны одна, из которых располагается над продуктивным горизонтом или частично в нем для добычи флюида оборудованная нормально открытым клапаном для движения флюида из пласта по лифтовой колонне позволяет проводить добычу в условиях псевдосжиженного слоя, что не позволяет сразу формироваться песчано-глинистой пробки в ПЗП на фильтре. В интервале от кровли пласта до места установки фильтра взвесь песка с флюидом (АСПО) находится во взвешенном состоянии при добычи, что существенно удлиняет время формирования пробки (песчано-глинистой, АСПО).
При формировании песчано-глинистой пробки, что вызовет снижение производительности скважины, проводят размыв и удаление песчано-глинистой пробки до ее формирования по мощности продуктивного горизонта. Размыв и удаление пробки на устье, по второму независимому каналу, нагнетая в последний рабочий агент, для обработки продуктивного пласта, при этом независимый канал оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока флюида в направлении забоя скважины и последующей циркуляции потока с мехпримесями по затрубному пространству на устье.
Причем осуществляют множественное чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта. При этом не проводят переоборудование скважины, а по результатам обработок судят о качестве очистки ПЗП по дебиту флюида, поступающему из пласта в режиме реального времени.
В результате получают работоспособное техническое решение - экономичный и высокоэффективный способ эксплуатации скважин без вывода в ТКРС и без дополнительного переоборудования скважины.
На фиг. 1, 2, 3 представлены варианты реализации способа и устройства для его осуществления.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважину 1, фиг, 1, спускают на трубах составную колонну, выполненную в виде верхней ее части, основной по длине 2, и нижней части, последняя из которых имеет два независимых канала 5, 6 один из которых для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины 5, состоящую из фильтровой части 5 расположенной над продуктивным пластом, оборудованной обратным клапаном 3 обеспечивающим циркуляцию добываемого флюида через фильтр 5 на устье скважины по лифтовой колонне 2, низ фильтра перекрыт 7. В фильтровой колонне концентрично расположен второй независимый канал 6 для связи устья скважины с продуктивным пластом 9 и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, также оборудованным обратным клапаном 4 для движения раствора через забой скважины (ПЗП).
Данное расположение вызвано тем, что если мощность продуктивного горизонта мала и составляет 3-5 м в нем поместить все оборудование невозможно.
По мере образования песчано-глинистой пробки, отложений АСПО перекрывающей продуктивный интервал 9 происходит снижение добычи. Для удаления песчано-глинистой пробки, отложений АСПО, производят остановку скважины, подключают на устье насос и путем прямой циркуляции через лифтовую колонну 2, трубы расположенные в фильтре 6, через отверстия в трубах 8 в интервале продуктивного горизонта, промывочная жидкость поступает в ствол скважины, размывая песчано-глинистую пробку, перекрывающая продуктивный горизонт 9, которая по затрубному пространству выносится на устье. В качестве промывочной жидкости используют нефть или водонефтяную эмульсию, добываемую в процессе эксплуатации скважины.
Для растворения АСПО в раствор дополнительно вводят растворитель толуол или ШФЛУ (широкую фракцию легких углеводородов - бензиновые фракции и т.д.).
При установке фильтра крупные фракции остаются в скважине и, оседая на забой, засоряют его, что требует последующей очистки. Мелкие фракции, попадая в насос, остаются в его зазорах и истирают его, приводят к заклиниванию ГНО, что требует повышенной износостойкости насоса.
В связи с чем необходимо удалить мехпримеси с внутритрубного пространства и после чего с ПЗП и затрубного, что возможно при применении предложенного способа.
Для чего при работающем насосе в затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимером) не содержащий мехпримеси, в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны 2. Прокачивают насосом с устья раствор при одновременно работающем насосе в скважине (можно и не работающем) через лифтовую колонну 2, удаляя мехпримеси из внутритрубного пространства и скважинного насоса.
После чего насос перебивают с затрубного пространства на трубное и прокачивают также не менее 1,5-2,0 объема затрубного пространства раствора. При этом скважина заполнена жидкостью по трубному и затрубному пространствам, что облегчает вынос мехпримесей из ПЗП и уменьшает вероятность поглощения раствора.
При получении рентабельного дебита скважину переводят на отбор.
При снижении производительности скважины проводят работы в той же последовательности, т.е. осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта, продолжительность которых, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов, раз от разу меняют, при этом учитывают отклик продуктивного пласта.
Пример конкретного выполнения согласно фиг. 2 мощность продуктивного горизонта значительная, более 3-5 м, часть фильтров располагают в продуктивном горизонте, и имеет место отложение солей.
В качестве рабочего агента используют растворитель в виде соляной кислоты или состав соляной и плавиковой кислот.
В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается техническая вода в объеме из расчета долива ингибированной концентрированной кислоты для приготовления раствора 15% концентрации. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом в емкость кислотника с водой.
Для удаления отложений солей и песчано-глинистой пробки производят, остановку скважины, подключают на устье насос к лифтовой колонне 2 и по независимому каналу 6 с устье скважины в продуктивный пласт, нагнетают раствор кислоты через отверстия 8 с увеличивающимся диаметром, в направлении сверху вниз.
Осуществляют растворение и размыв пробки в продуктивном пласте 9 и ПЗП, при этом независимый канал оборудован нормально открытым клапаном 4 для обеспечения возможности потока кислоты в соответствующем направлении, осуществляют множественное чередование циклов. Происходит одновременное растворение и вымыв породы пласта.
Пример конкретного выполнения (Фиг. 3) обработкой продуктивного пласта раствором ПАВ, характеризующееся тем, что независимые каналы имеют эксцентричное - параллельное размещение друг относительно друга, независимые каналы - один и/или другой имеют перфорацию.
Елшанское подземное хранилище газа давление в пласте в течение одного года изменяется от аномально низкого (АНПД) 5,0-6,5 МПа, до 13,0-14,0 МПа. Глубина скважин 800-900 м.
Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, и ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.
Для условий АНПД приготовили раствор пены следующего состава, мас %; сульфоцел - 3-5; нефть 15; вода остальное, плотностью 700 кг/м3. Параметры пены пластическая вязкость 0,10-0,15 Па-с, динамическое напряжение сдвига 3,6-4,2 Па. СНС 1 мин/10 мин 0,5-0,8-1,0-1,3 Па. Параметры позволяющие удерживать песок во взвешенном состоянии.
В процессе эксплуатации произошло пересыпание интервала перфорации 9 песком и снижение дебита скважины. Для размыва и удаления песчаной пробки осуществили закачку раствора ПАВ через независимый канал 6 с перфорацией в виде отверстий 8 в интервале продуктивного пласта, размыв и удаление песчаной пробки раствором пены с добавлением ПАВ. Промывку пробки осуществили по системе насос на устье скважины 1, лифтовая колонна 2, независимый канал 6 эксцентричное размещенный - параллельное размещение друг относительно друга, нормально открытый клапан 4 для обеспечения возможности потока к пласту, продуктивный пласт 9, затрубное пространство, устье.
Получили рост производительности скважины и перевели ее на отбор по независимому каналу 5, продуктивный пласт 9, связывающий продуктивный пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины через фильтр 5, обратный клапан 4, в заданном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта, т.е. роста дебита. Нижняя часть канала 5 оборудована глухой заглушкой 7.
При повышенном давлении в пласте переходят на полимерные раствора соответствующей плотности и повторяют все операции в той же последовательности.
Приготовили полимерный раствор, мас %; полиакриламид 2%, хлористый кальций 30%, остальное вода. Параметры раствора: плотность 1300 кг/м3, условная вязкость по ПВ5 - 38 сек, водоотдача ВМ30 - 8 см3/30 мин. Провели работы по размыву и удалению песчано-глинистой пробки в той же последовательности.