RU2848537C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны и освоения добывающей скважины с боковым стволом - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны и последующего освоения добывающей скважины с боковым стволом, повышение добывных возможностей скважины. В способе кислотной обработки призабойной зоны и освоения добывающей скважины с боковым стволом, основной эксплуатационной колонной (2) и дополнительной эксплуатационной колонной (3) бокового ствола, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) (4) с замковой опорой (5), закачку кислотного раствора в призабойную зону пласта (1), спуск вставного штангового глубинного насоса (6) на колонне насосных штанг (7) с посадкой в замковую опору (5), отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость и последующее соединение выкидной линии с нефтепроводом, предварительно на колонну НКТ (4) ниже замковой опоры (5) устанавливают следующую компоновку сверху-вниз: насосно-компрессорную трубу (8), металлический патрубок (9) с двумя металлическими дисками (10), между которыми размещен резиновый диск (11), переводник (12), хвостовик (13) из стеклопластиковых труб с верхним (14) и нижним (15) стеклопластиковыми патрубками с резиновыми центраторами на концах хвостовика (13). При этом диаметр резинового диска (11) компоновки выбирают меньше, чем внутренний диаметр основной эксплуатационной колонны (2), но больше, чем внутренний диаметр дополнительной эксплуатационной колонны (3) бокового ствола. Спускают колонну НКТ (4) в скважину так, чтобы резиновый диск (11) размещался на 1-2 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны (3) бокового ствола скважины. Доводят кислотный раствор по колонне НКТ (4) продавочной жидкостью до пласта (1). После этого доспускают колонну НКТ (4) с компоновкой до такой глубины, чтобы резиновый диск (11) размещался на голове дополнительной эксплуатационной колонны (3) бокового ствола для перекрытия межтрубного пространства скважины, а затем производят закачку кислотного раствора с давлением, превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость осуществляют до достижения значения водородного показателя рН пласта в диапазоне 6-7. 2 ил., 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки и последующего освоения нефтедобывающих скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт раствора кислоты (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М., «Недра», 1974, с. 420-432).

Недостатками способа являются необходимость спуска колонны технологических труб, по которой производится закачка раствора кислоты, что увеличивает продолжительность ремонта.

Известен способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа (патент RU № 2696686, МПК E21B 43/25, опубл. 05.08.2019, бюл. № 8), включающий срыв насоса с опоры с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку расчетного объема углеводородного растворителя по НКТ в призабойную зону пласта. Далее с применением автокрана производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу существующим ГНО с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до рН пласта.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения только для скважин с принимающими пластами из-за невозможности закачки кислоты в плохо принимающие пласты вследствие ограниченности давления закачки допустимым давлением на эксплуатационную колонну;

- большая продолжительность освоения из-за необходимости извлечения объема жидкости в межтрубном пространстве;

- коррозионное разрушение узлов штангового насоса в процессе закачки раствора кислоты, что приводит к утечкам жидкости, отказу глубинно-насосного оборудования и потерям нефти.

Наиболее близким является способ освоения нефтедобывающей скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2698354, МПК E21B 43/26, опубл. 26.08.2019, бюл. № 24), который включает в себя этапы кислотной обработки призабойной зоны скважины, на которых закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны, на котором доспускают свабоограничитель на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины не менее 1 объема эксплуатационной колонны +1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей, причем текучая среда, двигаясь из интервала перфорации вниз по межтрубью и далее через башмак вверх по НКТ, удаляется как из пласта, так и из зумпфа скважины.

Согласно описанию данный способ может быть реализован, когда перед проведением ОПЗ, заранее в зависимости от добывных возможностей скважины, на НКТ спускается замковая опора, соответствующая типоразмеру спускаемого насоса, и выполняющая роль свабоограничителя. После проведения операции по закачиванию кислоты (во время реагирования кислотного состава) осуществляют доспуск замковой опоры на НКТ на 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя и спускают насосное оборудование в скважину. Отбираемая текучая среда из скважины, содержащая нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты, направляется в нефтевоз. При достижении отбираемой текучей среды значения рН от 4 до 7 выкидную линию соединяют с нефтепроводом. При необходимости приподнимают насосное оборудование на оптимальную глубину в зависимости от добывных возможностей скважины и динамического уровня.

Недостатками данного способа являются:

- ограниченность применения из-за невозможности закачки кислоты в пласты малой приемистостью вследствие ограниченности давления закачки допустимым давлением на эксплуатационную колонну;

- большая продолжительность освоения из-за необходимости извлечения объема жидкости в межтрубном пространстве;

- коррозионное разрушение нижней части колонны труб и опоры, погруженных в раствор кислоты, что приводит к утечкам жидкости, отказу глубинно-насосного оборудования и недостижению планового эффекта;

- низкая эффективность применения сваба в скважинах с боковыми стволами из-за значительных утечек и риска обрыва кабеля;

- недостаточная эффективность известного способа.

Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны и последующего освоения добывающей скважины с боковым стволом.

Технический результат достигается способом кислотной обработки призабойной зоны и освоения добывающей скважины с боковым стволом, основной эксплуатационной колонной и дополнительной эксплуатационной колонной бокового ствола, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с замковой опорой, закачку кислотного раствора в призабойную зону пласта, спуск вставного штангового глубинного насоса на колонне насосных штанг с посадкой в замковую опору, отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость и последующее соединение выкидной линии с нефтепроводом.

Новым является то, что предварительно на колонну НКТ ниже замковой опоры устанавливают следующую компоновку сверху-вниз: насосно-компрессорную трубу, металлический патрубок с двумя металлическими дисками, между которыми размещен резиновый диск, переводник, хвостовик из стеклопластиковых труб с верхним и нижним стеклопластиковыми патрубками с резиновыми центраторами на концах хвостовика, при этом диаметр резинового диска компоновки выбирают меньше, чем внутренний диаметр основной эксплуатационной колонны, но больше, чем внутренний диаметр дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы резиновый диск размещался на 1-2 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола скважины, доводят кислотный раствор по колонне НКТ продавочной жидкостью до пласта, 4 после этого доспускают колонну НКТ с компоновкой до такой глубины, чтобы резиновый диск размещался на голове дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола для перекрытия межтрубного пространства скважины, а затем производят закачку кислотного раствора с давлением, превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость осуществляют до достижения значения водородного показателя рН пласта в диапазоне 6-7.

На фиг. 1 изображена схема закачки кислотного раствора, на фиг. 2 изображена схема освоения и последующей эксплуатации после обработки призабойной зоны, где 1 – пласт, 2 – основная эксплуатационная колонна, 3 – дополнительная эксплуатационная колонна бокового ствола, 4 – колонна НКТ, 5 – замковая опора, 6 – вставной штанговый глубинный насос, 7 – колонна насосных штанг, 8 – труба НКТ, 9 – металлический патрубок, 10 – металлические диски, 11 – резиновый диск, 12 – переводник, 13 – хвостовик из стеклопластиковых труб, 14 – верхний стеклопластиковый патрубок, 15 – нижний стеклопластиковый патрубок, 16, 17 – резиновые центраторы.

Способ кислотной обработки призабойной зоны и освоения добывающей скважины с боковым стволом реализуется следующим образом.

Предварительно на колонну НКТ 4 (фиг. 1) ниже замковой опоры 5 устанавливают следующую компоновку сверху-вниз: трубу НКТ 8, металлический патрубок 9 с двумя металлическими дисками 10, между которыми размещен резиновый диск 11, переводник 12, хвостовик из стеклопластиковых труб 13 (далее - хвостовик) с верхним стеклопластиковым патрубком 14, устанавливаемым выше хвостовика 13, и нижним стеклопластиковым патрубком 15, устанавливаемым ниже хвостовика 13, с резиновыми центраторами 16 и 17 соответственно на обоих концах. Спускают в скважину колонну НКТ 4 с компоновкой в скважину.

Диаметр резинового диска 11 выбирают меньше внутреннего диаметра основной эксплуатационной колонны 2, но больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола 3. Металлические диски 10 зафиксированы сверху муфтой (на фиг. 1, 2 не показаны), соединяющей трубу 8 и металлический патрубок 9, снизу – переводником 12.

Нижний стеклопластиковый патрубок 15 с резиновыми центраторами 17 (не менее 2 штук) позволяет обеспечить вход компоновки в дополнительную эксплуатационную колонну бокового ствола 3 без осложнений. Верхний стеклопластиковый патрубок 14 с резиновыми центраторами 16 обеспечивает центрирование резинового диска 11 для гарантированного перекрытия межтрубного пространства. Резиновые центраторы 16, 17 зафиксированы на теле стеклопластиковых патрубков 14, 15 муфтами (на фиг. 1, 2 не показаны), установленными на обоих концах патрубков 14, 15.

На первом этапе колонна НКТ 4 с компоновкой спускается на такую глубину, чтобы резиновый диск 11 размещался на 1-2 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола 4 скважины, затем доводят необходимое количество кислотного раствора по колонне НКТ 4 продавочной жидкостью до пласта 1.

Далее доспускают колонну НКТ 4 с компоновкой до такой глубины, чтобы резиновый диск 11 размещался на голове дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола 4 для перекрытия межтрубного пространства скважины.

Производят закачку кислотного раствора непосредственно в призабойную зону пласта с давлением, превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Исполнение хвостовика 13 из стеклопластиковых труб позволяет обеспечить длительное нахождение хвостовика 13 в процессе закачки и особенно освоения в кислотном растворе совершенно без последствий, так как стеклопластик не подвержен коррозии.

После закачки кислотного раствора спускают вставной штанговый глубинный насос 6 (фиг. 2) на колонне насосных штанг 7 с посадкой в замковую опору 5, запускают установку в работу. Производят отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость до достижения значения рН пласта в диапазоне 6-7 (более низкое значение рН указывает на кислотную среду и необходимо довести до близкой к нейтральной среде), после чего соединяют выкидную линию с нефтепроводом, продолжают эксплуатацию. Перекрытие межтрубного пространства резиновым диском также позволяет уменьшить время освоения скважины.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность кислотной обработки призабойной зоны и последующего освоения добывающей скважины с боковым стволом, повысить добывные возможности скважины. Также способ позволяет исключить коррозионное разрушение нижней части колонны труб и опоры, погруженных в раствор кислоты, что приводит к утечкам жидкости, отказу глубинно-насосного оборудования и недостижению планового эффекта.

Пример практического применения.

Добывающая скважина №1 с боковым стволом (горизонтальный участок): основная эксплуатационная колонна (ОЭК) с диаметром 146 мм (трубы ТБВК-146), глубиной спуска 1,100 м (до точки ответвления), башмаком ОЭК 1,100 м; дополнительная эксплуатационная колонна (боковой ствол) с диаметром 102 мм (трубы ТБП-102), длиной 500 м (горизонтальный участок), глубиной спуска от 1,100 м до 1,600 м, головой дополнительной колонны (точка ответвления) 1,100 м. Интервал перфорации: 1,400–1,600 м (горизонтальный участок) с загрязнениями: карбонатные отложения (CaCO₃) + глинистая корка. Предварительно на колонну НКТ диаметром 73 мм ниже замковой опоры, установленной на 1,090 м, установили компоновку: труба НКТ 73 мм (длина 508 м, от 1,090 м до 1,598 м), металлический патрубок с двумя металлическими дисками с резиновым диском между ними (диаметр резинового диска 120 мм, меньше диаметра ОЭК, равной 146 мм, больше диаметра дополнительной эксплуатационной колонны, равного102 мм), переводник, хвостовик из стеклопластиковых труб длиной 8 м (от 1,098.5 м до 1,106.5 м) с верхним и нижним стеклопластиковыми патрубками с резиновыми центраторами диаметром 100 мм на обоих концах. Спустили колонну НКТ с компоновкой на глубину 1,598 м, резиновый диск на глубине 1,098.5 м (на 1,5 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны, в других примерах установку производили на 1 м и на 2 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны).

Довели кислотный раствор (состав: 15% HCl + 0.5% уротропин (ингибитор коррозии) + 1% ПАВ) объемом 4 м³ и скоростью закачки 0.6 м³/мин по колонне НКТ продавочной жидкостью (состав: 2% раствор хлорида аммония (NH₄Cl) объемом 2.5 м³ и скоростью продавки 0.8 м³/мин до пласта. После этого доспустили колонну НКТ с компоновкой на 1.5 м, сажая диск на голову дополнительной эксплуатационной колонны (1,100 м). Произвели закачку кислотного раствора давлением 16 МПа (при допустимом для ОЭК 15 МПа) в призабойную зону пласта. Спустили вставной штанговый глубинный насос НН2А до 1,595 м на колонне насосных штанг, запустили установку в работу. Отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость осуществили до достижения значения рН пласта 6,5 (начальный рН составил 2,0, через 2,5 часа отбора значение повысилось до 6,5). Зона обработки: 1,400–1,600 м (растворено 90% CaCO₃). Дебит до обработки и после составил соответственно: 6 м³/сут (загрязненная ПЗП) и 18 м³/сут (через 24 часа после запуска). Зафиксировано увеличение дебита в 3 раза.  Резиновый диск на 1,100 м предотвратил эрозию ОЭК.  Стеклопластиковый хвостовик (1,098.5–1,106.5 м) не корродировал.

Claims (1)

1. Способ кислотной обработки призабойной зоны и освоения добывающей скважины с боковым стволом, основной эксплуатационной колонной и дополнительной эксплуатационной колонной бокового ствола, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с замковой опорой, закачку кислотного раствора в призабойную зону пласта, спуск вставного штангового глубинного насоса на колонне насосных штанг с посадкой в замковую опору, отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость и последующее соединение выкидной линии с нефтепроводом, отличающийся тем, что предварительно на колонну НКТ ниже замковой опоры устанавливают следующую компоновку сверху-вниз: насосно-компрессорную трубу, металлический патрубок с двумя металлическими дисками, между которыми размещен резиновый диск, переводник, хвостовик из стеклопластиковых труб с верхним и нижним стеклопластиковыми патрубками с резиновыми центраторами на концах хвостовика, при этом диаметр резинового диска компоновки выбирают меньше, чем внутренний диаметр основной эксплуатационной колонны, но больше, чем внутренний диаметр дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы резиновый диск размещался на 1-2 м выше головы дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола скважины, доводят кислотный раствор по колонне НКТ продавочной жидкостью до пласта, после этого доспускают колонну НКТ с компоновкой до такой глубины, чтобы резиновый диск размещался на голове дополнительной эксплуатационной колонны бокового ствола для перекрытия межтрубного пространства скважины, а затем производят закачку кислотного раствора с давлением, превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, отбор скважинной жидкости с продуктами реакции в желобную емкость осуществляют до достижения значения водородного показателя рН пласта в диапазоне 6-7.