RU2775368C1 - Способ очистки призабойной зоны пласта скважины - Google Patents
Способ очистки призабойной зоны пласта скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775368C1 RU2775368C1 RU2021139228A RU2021139228A RU2775368C1 RU 2775368 C1 RU2775368 C1 RU 2775368C1 RU 2021139228 A RU2021139228 A RU 2021139228A RU 2021139228 A RU2021139228 A RU 2021139228A RU 2775368 C1 RU2775368 C1 RU 2775368C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- packer
- well
- swab
- volume
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000003001 depressive Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002965 rope Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта при загрязнении прискважинной зоны. Способ включает промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ, с пакером с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема НКТ и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины. В качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем. Байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх. Закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование. Сокращается время между реагированием раствора в пласте и свабированием, исключается при этом излив жидкости на поверхность и аварийные ситуаций при свабировании за счет натяжения колонны НКТ.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.
Известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода (патент на ИЗ 2293175, МПК E21B 37/00, E21B 43/20, опубл. 10.02.2007, бюл. 4), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в единой гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины, отличающийся тем, что перед началом закачки в низкоприемистые нагнетательные скважины определяют в низкоприемистой нагнетательной скважине, снизившей приемистость ниже допустимой, величину забойного давления на устье, которое должно обеспечивать самоизлив воды из этой скважины на поверхность, далее в данную скважину закачивают воду по разводящему водоводу, после которого потоку придают вращение, в объеме, не превышающем объема насосно-компрессорных труб, размещенных в данной низкоприемистой нагнетательной скважине, останавливают закачку воды и выдерживают паузу для сепарации загрязнений воды во внутреннем объеме насосно-компрессорных труб, производят излив жидкости из данной скважины в емкость в объеме, обеспечивающем удаление отсепарированных частиц загрязнений с плотностью, меньшей плотности закачиваемой воды, причем закачку и излив жидкости с выдержкой паузы производят циклически до тех пор, пока суммарный объем закачиваемой воды не превысит объем разводящего водовода этой низкоприемистой нагнетательной скважины, после появления в изливе загрязнений из нижней части насосно-компрессорных труб, при изливе в группы высокоприемистых нагнетательных скважин излив из низкоприемистой нагнетательной скважины, снизившей приемистость ниже допустимой, переводят в емкость для утилизации.
Недостатком данного способа является то, что при прекращении закачки происходит перераспределение воды между низко- и высокоприемистыми скважинами, то есть происходит излив из низкоприемистых скважин в водовод и из водовода - в высокоприемистые скважины, при этом выносимые с потоком изливающейся воды загрязнения загрязняют сам водовод, часть загрязнений накапливаются на стенках труб водоводов, повышая гидравлические потери. Кроме того, при возобновлении закачки воды в пласт часть вынесенных загрязнений, не удаленных из водовода, вновь попадает в призабойную зону пласта и кольматирует поровое пространство, снижая эффективность очистки.
Наиболее близким является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент на ИЗ 2604891, МПК E21B 37/00, опубл. 20.12.2016, бюл. 35) включающий в себя этапы, на которых: осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно- активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием; оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования, извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования, ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания, промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.
Недостатками указанного способа являются необходимость извлечения сваба для закачки реагентов, низкая экологичность, так как при спуске сваба возможен излив реагентов и продукции пласта на поверхность, и высокая вероятность аварийных ситуаций, связанная с возможностью заклинивания сваба при подъеме из-за деформации под действием сил трения насосно-компрессорных труб (НКТ).
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа очистки призабойной зоны пласта скважины, позволяющим сократить время между реагированием раствора в пласте и свабированием, исключая при этом излив жидкости на поверхность, и исключения аварийных ситуаций при свабировании за счет натяжения НКТ.
Техническая задача решается способом очистки призабойной зоны пласта скважины, включающим промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ с пакером, с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема насосно-компрессорных труб и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины в работу.
Новым является то, что в качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем, причем байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх, а закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование.
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины осуществляют в следующей последовательности.
Перед спуском в скважину пакер свинчивается с якорем (на вид пакера и якоря, а также способы их установки авторы не претендуют) соответствующего типоразмера, который воспринимает осевое усилие от пакера, возникающее в процессе нагнетания жидкости в скважину под давлением, и от трения сваба о стенки колонны НКТ. Выше пакера с якорем устанавливают патрубок с ограничителем хода сваба вниз (например, кольцевой упор, шлицевые выступы или т.п.) и байпасной линией, сообщающей пространство патрубка под ограничителем хода с пространством патрубка выше этого ограничителя и сваба в нижнем положении: при упоре его на ограничитель, патрубок. Патрубок соединяют с колонной НКТ, в качестве которых используют непрерывные гибкие колтюбинговые трубы, после чего всю компоновку (пакер, якорь и патрубок) спускают в скважину для установки пакера с якорем выше обрабатываемого пласта. После установки пакера и якоря колонну НКТ подъемным механизмом натягивают и фиксируют (клиновыми плашками, зажимным поворотным лафетом или т.п.) на устье с усилием (для месторождений Республики Татарстан достаточно 0,5 – 1,5 т, чем глубже расположен пласт, тем больше усилий прилагается), достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх. В колонну НКТ на технологическом тросе или канате спускают сваб до нижнего положения – упора сваба в ограничитель хода, что фиксируется снижением веса на устьевом индикаторе веса (УИВ). Устье скважины герметизируют соответствующей устьевой арматурой. После чего производят закачку по колонне НКТ и байпасной линии кислотной смеси в подпакерную зону скважины и далее в пласт в необходимом объеме. В качестве кислотной смеси могут использовать 5% водный раствор серной кислоты, 10% водный раствор соляной кислоты с добавлением 0,1-0,2 % поверхностно-активных веществ (ПАВ) или т.п. На саму кислотную смесь, способ ее применения и время реагирования авторы не претендуют, так это известно из открытых источников и подбирается в зависимости от свойств продуктивного пласта и пластовой жидкости. После закачки кислотной смеси сваб приподнимают выше байпасной линии, закрывая его клапанный узел и исключая излив пластовой жидкости с кислотной смесью на поверхность. После реагирования кислотной смеси сваб поднимают для создания депрессии в подпакерной зоне скважины и откачки из пласта продуктов реакции кислотной смеси с материалом пласта, твёрдые и тяжелые осаждаются в зумпф пласта, а легкие – выносятся с жидкостью на поверхность. Затем сваб опускают в нижнее положением и закачивают промывочную жидкость (пресную воду, минерализованную воду, 1-2% водный щелочной раствор для нейтрализации остатков кислоты в пласте или т.п.). Объём промывочной жидкости при этом рассчитывается по формуле:
V = V1+V2+V3,
где V1 – объем колонны НКТ с патрубком, м3;
V2 – объем подпакерной зоны скважины, м3;
V3 – объем закачиваемой в пласт жидкости (определяется технологами), м3.
Сваб приподнимают выше байпасной линии, закрывая его клапанный узел и исключая излив пластовой жидкости с кислотной смесью на поверхность. После технологической выдержки, достаточной для нейтрализации кислотной смеси, сваб поднимают для создания депрессии в подпакерной зоне скважины и очистки пласта продуктов реакции. При необходимости промывку пласта жидкостью повторяют.
Во время нагнетания любой жидкости в пласт и при подъеме сваба из-за натяжения колонны НКТ полностью отсутствует деформация этой колонны, что полностью исключает возможность заклинивания сваба внутри нее. При этом нет задержек между воздействием на пласт и депрессивным воздействием, так как не тратится время на установку и спуск сваба в скважину, что в совокупности позволяет более эффективно очистить пласт от продуктов реакции.
По завершении работ сваб извлекают из колонны НКТ Пакер и якорь срывают и при необходимости еще раз промывают скважину циркуляцией жидкости при закачке ее через колонну НКТ, которую после промывки с патрубком, пакером и якорем извлекают. После чего в скважину спускают соответствующее технологическое оборудование для дальнейшей эксплуатации.
Предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта скважины позволяет сократить время между реагированием раствора в пласте и свабированием (депрессией на пласт), исключая при этом излив жидкости на поверхность и аварийные ситуаций при свабировании за счет натяжения колонны НКТ.
Claims (1)
- Способ очистки призабойной зоны пласта скважины, включающий промывку нагнетательной скважины путем спуска колонны насосно-компрессорных труб по колонне рабочих насосно-компрессорных труб – НКТ с пакером, с последующей закачкой кислотной смеси для обработки пласта и оставление её на реагирование с последующим свабированием объема жидкости, превышающего сумму внутреннего объема насосно-компрессорных труб и внутреннего объема эксплуатационной колонны ниже пакера и объема закачанных жидкостей, с ожиданием осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины и промывкой водовода перед последующим запуском скважины в работу, отличающийся тем, что в качестве колонны НКТ используют колтюбинговые трубы с байпасной линией выше пакера, который дополнительно оснащен якорем, причем байпасную линию изготавливают с возможностью охвата сваба, располагаемого в нижнем положении, причем после установки пакера и якоря НКТ натягивают и фиксируют на устье с усилием, достаточным для исключения деформации при подъеме сваба вверх, а закачку кислотной смеси производят по байпасной линии при расположении сваба в нижнем положении, который после закачки приподнимают для перекрытия байпасной линии на время реагирования, после чего сразу начинают свабирование.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2775368C1 true RU2775368C1 (ru) | 2022-06-30 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
RU2293175C1 (ru) * | 2005-09-26 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода |
RU144677U1 (ru) * | 2014-05-05 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Свабовая мандрель |
RU2568615C1 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для очистки и освоения пласта |
RU2604891C1 (ru) * | 2015-09-30 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
RU2293175C1 (ru) * | 2005-09-26 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода |
RU144677U1 (ru) * | 2014-05-05 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Свабовая мандрель |
RU2568615C1 (ru) * | 2014-07-15 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для очистки и освоения пласта |
RU2604891C1 (ru) * | 2015-09-30 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1739278B1 (en) | Reverse circulation cementing process | |
RU2412335C1 (ru) | Скважинная насосная установка с пакером для добычи нефти в осложненных условиях | |
CA2382356C (en) | Method and system for processing of drilling fluid | |
US6131660A (en) | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) | |
RU2775368C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта скважины | |
RU2709921C1 (ru) | Способ доставки растворителя аспо в скважине | |
RU2379472C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины | |
RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2746498C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом | |
RU2332557C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
US20200355047A1 (en) | In Situ Decontamination of Downhole Equipment | |
RU2213859C2 (ru) | Устройство для воздействия на призабойную зону пласта скважины и ее очистки | |
RU2506421C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
EA026845B1 (ru) | Установка для одновременной добычи и технического обслуживания с механическим нагнетанием по гибкой трубе для извлечения текучих сред | |
RU2809415C1 (ru) | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации скважины | |
US3062290A (en) | Apparatus for periodically back flushing a well | |
RU2743983C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом | |
RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
RU2737750C2 (ru) | Клапан обратный электроцентробежного насоса для очистки погружного оборудования от осадков и способ ее осуществления | |
RU2266392C2 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений из скважины | |
US3161140A (en) | Fluid actuated downwell pump | |
RU2724709C1 (ru) | Способ извлечения скважинного оборудования | |
RU2650515C1 (ru) | Способ регенерации скважин на воду | |
RU2800177C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в условиях, осложненных образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений, и устройство для его осуществления | |
RU2726668C1 (ru) | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |