СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глушении нефтедобывающих скважин.

Известен способ глушения скважин, включающий заполнение скважины жидкостью повышенной плотности, например растворами солей, и создание давления на забой, превышающее пластовое давление [1]
Известный способ универсален и прост, однако он трудно осуществим при высоком пластовом давлении в призабойной зоне скважины.

Наиболее близким к изобретению является способ глушения скважин, включающий снижение пластового давления в районе фонтанируемой скважины ограничением или прекращением закачки в ближайшие к ней нагнетательные скважины [2]
Известный способ связан с большой потерей добычи нефти как в ремонтируемой, так и в окружающий скважинах.

В предложенном изобретении решается задача снижения потерь добычи нефти за счет сокращения простоев скважины и за счет сохранения свойств призабойной зоны скважины и гидродинамических свойств участка разработки.

Задача решается тем, что в способе глушения добывающей скважины, включающем снижение пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины, согласно изобретению снижение пластового давления проводят отборы добываемой продукции через добывающие скважины участка разработки до достижения пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины на 5 - 10% ниже гидростатического, после чего скважину заполняют пластовой водой. Заполнение скважины пластовой водой проводят в два этапа с технологической выдержкой в течение 0,5 2 суток между этапами с доливом пластовой воды до устья скважины на втором этапе.

Признаками изобретения являются:
1) снижение пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины;
2) проведение снижения пластового давления отбором добываемой продукции через добывающие скважины участка разработки, на котором размещена заглушаемая добывающая скважина;
3) снижение пластового давления на 5-10% ниже гидростатического;
4) заполнение скважины пластовой водой;
5) заполнение в два этапа с технологической выдержкой в течение 9,5 2 сут между этапами;
6) долив пластовой воды до устья скважины на втором этапе.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-4 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 5,6 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения
Сложность проведения ремонтных работ в скважинах, эксплуатирующихся на участках с пластовым давлением выше гидростатического, заключается в необходимости предупреждения открытого их фонтанирования. Глушение скважины жидкостью повышенной плотности и создание противодавления на забой приводит к изменению свойств призабойной зоны, ее засорению, нарушению минералогического состава пластовых вод, иногда к разбуханию глин, а чаще к гидрофилизации призабойной зоны. Часто не удается заглушить скважину при высоком пластовом давлении. При ремонтных работах сохраняется опасность фонтанирования скважины.

Снижение пластового давления в районе фонтанирующей скважины ограничением или прекращением закачки воды в ближайшие к ней нагнетательные скважины связано с потерей добычи нефти как в ремонтируемой, так и в окружающих скважинах. Продолжительность периода от остановки нагнетательных скважин до момента необходимого снижения пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины весьма велик и составляет от 10 до 30 сут. Снижение дебитов добывающих скважин на участке разработки составляет 15 25%
В предложенном способе решается задача снижения потерь добычи нефти за счет сокращения простоев скважины и за счет сохранения свойств призабойной зоны скважины и гидродинамических свойств пласта.

Задача решается тем, что пластовое давление снижают отбором добываемой продукции через добывающие скважины. Снижение пластового давления возникает на участке залежи, ограниченном добывающими скважинами. Возможна разработка участка залежи сначала в режиме снижения пластового давления до достижения его необходимого уровня, а затем в режиме поддержания достигнутого пластового давления. При этом исключаются потери времени и добываемой продукции за счет снижения периода остановки нагнетательных скважин, как правило, дебиты добывающих скважин уменьшаются незначительно, а обводненность добываемой продукции сохраняется или даже снижается. Сохраняются гидродинамические свойства пласта.

Экспериментально определен необходимый уровень снижения пластового давления на 5 10% ниже гидростатического. При таком уровне продолжительность восстановления пластового давления до гидростатического бывает достаточной для проведения ремонта скважины. Кроме того, закачка в скважину пластовой воды, т.е. как правило, минерализованной воды, создающей большее противодавление, чем гидростатическое, создает запас по времени ремонта от момента достижения гидростатического давления в призабойной зоне до пластового давления.

Закачка пластовой воды в меньшей мере нарушает свойства пласта в призабойной зоне, не вызывает набухания глин, а ее фильтрация в пласт проходит по промытым пластовой водой при отборе каналам. За счет этого облегчается освоение скважин и сохраняется их продуктивность.

Заполнение скважины в два этапа вызвано следующим. В непосредственной близости от перфорационных отверстий в пласте пластовое давление резко снижено по сравнению с пластовым давлением в зоне заглушаемой скважины. После первого этапа заполнения скважины пластовой водой происходит выравнивание давлений и активное заполнение прискважинной зоны пластовой водой. Уровень пластовой воды в скважине значительно снижается. После технологической выдержки на выравнивание давлений в прискважинной зоне и в пласте снижение уровня жидкости в скважине происходит не столь интенсивно. Поэтому после долива пластовой воды приступают к ремонту скважины.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. Разрабатывают участок нефтяной залежи с начальным пластовым давлением 26,5 МПа. Глубина залежи 2500 м. Разработку ведут в режиме снижения пластового давления, отбирая нефть через 80 добывающих скважин до достижения пластового давления по участку разработки 22,50 23,75 МПа. Останавливают одну из добывающих скважин, заполняют ее пластовой водой плотностью 1,12 г/см³. При необходимости начинают ремонт скважины.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают 4 скважины, заполняют их пластовой водой плотностью 1,12 г/см³, выдерживают скважины от 0,5 до 2 сут, доливают пластовую воду до устья скважины и проводят ремонт скважины.

Применение предложенного способа позволит снизить потери времени на подготовку скважины к глушения, сохранить свойства призабойной зоны и пласта и снизить потери добычи нефти.

Использование: изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глушении нефтедобывающих скважин. Сущность изобретения: снижают пластовое давление в районе заглушаемой добывающей скважины отбором добываемой продукции через добывающие скважины участка разработки до достижения пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины на 5-10% ниже гидростатического. После этого заглушаемую добывающую скважину останавливают и заполняют пластовой водой. Заполнение заглушаемой добывающей скважины пластовой водой проводят в два этапа с технологической выдержкой в течение 0,5 - 2 сут между этапами с доливом пластовой воды до устья скважины на втором этапе. Использование изобретения позволит снизить потери времени на подготовку скважины к глушению, сохранить свойства призабойной зоны и пласта и снизить потери добычи нефти. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ глушения добывающей скважины, включающий снижение пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины, отличающийся тем, что снижение пластового давления проводят отбором добываемой продукции через добывающие скважины участка разработки до достижения пластового давления в районе заглушаемой добывающей скважины на 5 10% ниже гидростатического, после чего останавливают заглушаемую добывающую скважину и заполняют ее пластовой водой. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заполнение заглушаемой добывающей скважины пластовой водой проводят в два этапа с технологической выдержкой в течение 0,5 2 суток между этапами, с доливом пластовой воды до устья скважины на втором этапе.