СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2171369C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции через добывающие скважины (см. книгу Еронина В. А. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. - М.: Недра, 1973 г., стр. 200).

Недостатком известного способа является то что, из-за продвижения закачиваемого агента по наиболее проницаемым пропласткам малопроницаемые пласты остаются не выработанными. Известен также способ разработки нефтяной залежи путем восстановления проницаемости пласта за счет резкого снижения давления (см. книгу Вахитова Г.Г. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1982 г., с. 230). Указанный способ предусматривает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с поддержанием пластового давления как можно выше давления насыщения, а забойное давление снижают до атмосферного в течение 2-3 суток, что позволяет выделению газа из трещин и перового пространства коллектора, и улучшает фильтрационную способность пористой среды. В конечном итоге это приводит к повышению нефтеотдачи и увеличению дебита. Однако полученный эффект не продолжителен и малоэффективен из-за незначительного охвата воздействием пласта, что требует периодических повторных обработок.

Приведенные выше эти недостатки устранены в способе разработки нефтяной залежи (см. описание к патенту Р.Ф. N 2053353, кл.E 21 В 43/20, опубл. в БИ N 3, 96 г.), включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины и воздействие вакуумированием на добывающую скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной. Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа. Как показали широкие промысловые испытания способа он также не лишен недостатков. Объясняется это тем, что призабойная зона пласта при продолжительной эксплуатации скважины загрязняется не только вязкими веществами в ходе проведения различных операций при ремонтно-восстановительных работ, но и содержащимися в нефти асфальтено-смолистыми веществами, а также солевыми отложениями в смеси с выносимым из пласта илом. В результате при осуществлении известного способа, в частности, при очищении пласта от газа вакуумированием трудно добиваться желаемых результатов, процесс очистки становится продолжительным и малоэффективным без предварительного удаления загрязняющих веществ, что влечет за собой неоправданный простой скважины.

Целью настоящего изобретения является устранение вышеприведенных недостатков. Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины, и воздействие на скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, вакуумированием.

Новым является то, что перед вакуумированием в интервале расположения фильтра скважины устанавливают ванну из химически активной жидкости, например, кислоты и в этой же среде стенки фильтра подвергают механической обработке. Другим отличием способа является то, что закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически. При этом механическую обработку призабойной зоны пласта производят в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование в конце цикла простоя нагнетательной скважины, т.е. перед возобновлением закачки вытесняющей жидкости.

На чертеже показано устройство, используемое при осуществлении способа, где на фиг. 1 изображен общий вид устройства в компановке с переводником перед спуском его в скважину, в частичном разрезе. На фиг. 2 - соединение кожуха с корпусом устройства с помощью шарикоподшипников, вид I, в разрезе. На фиг. 3- вид II, лопасть устройства с очистительными скребками. На фиг. 4 - сечение по А-А фиг. 2. Устройство для осуществления способа содержит трубчатый корпус 1 (см. фиг. 1) с присоединенными муфтами 2 и 3 на концах и установленный концентрично на нем с возможностью вращения относительно центральной оси корпуса кожух 4, связанный с корпусом в концевых участках шарами 5 (см. фиг. 2 и 4), размещенными в кольцевых канавках 6 и 7 корпуса и в теле кожуха 4 соответственно. Кольцевые канавки 7 кожуха сообщены с наружным пространством через отверстия 8 с диаметром большим, чем диаметр шара 5, которые после заполнения кольцевых канавок шарами и смазочным маслом закрывают пробками 9 (отверстия и пробки на фиг. не изображены). Наружная поверхность кожуха 4 снабжена спирально расположенными лопастями 10, рабочие поверхности 11 которых снабжены армирующими вставками 12 из твердого сплава, а к их боковым граням закреплены скребки 13 (см. фиг. 3). Равномерное вращение кожуха вокруг корпуса под реакцией жидкости достигается промежуточными лопастями 14. Верхняя часть корпуса снабжена переводником 15 с наружным карманом 16 для накопления грязи с твердой фазой продуктов обработки стенок фильтра и с седлом 17 для обратного шарового клапана 18.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На нефтяном месторождении согласно проекту бурят нагнетательные и добывающие скважины и разрабатывают с помощью законтурного или внутриконтурного заводнения. С течением времени дебит в добывающих скважинах снижается. Перед проведением работ по восстановлению дебита скважины проводят ряд исследовательских работ: среди нагнетательных скважин устанавливают, которые из них оказывают гидродинамическое влияние на добывающую скважину, причины вызывающие снижение дебита. Чаще всего снижение дебита скважин вызвано из-за загрязнения призабойной зоны добывающих скважин выносимым илом из пласта, вязкими веществами, содержащимися в составе нефти, а также цементирующими фильтр веществами, попавшими туда в результате проведения различных ремонтно-восстановительных работ, а также не связанными газами, попавшими в пласт.

Далее закачку вытесняющей жидкости, оказывающие влияние на добывающую скважину, прекращают и пускают их на самоизлив. Затем в добывающей скважине отбор жидкости прекращают и спускают туда на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) устройство в собранном виде (см. фиг. 1), присоединив к нижней его части перо 19. После спуска его на заданную глубину в интервале расположения фильтра устанавливают кислотную ванну или из другой химически активной жидкости, например, дистиллята, закачивая в полость НКТ в необходимом объеме так, чтобы она оказалась на 2-3 м выше кровли продуктивного пласта. Затем инструмент подвергают возвратно-поступательному перемещению в интервале расположения фильтра. При этом лопасти 10 кожуха 4, встречая на своем пути сопротивление жидкости, под ее реакцией начинает вращаться вокруг корпуса, при котором твердосплавные вставки 12 приступают к разрушению наростов, отложений солей с примесью песка и ила, которые затем осыпаются на забой скважины, а скребки 13 при этом осуществляют как бы чистовую обработку, отдирая со стенок фильтра смолопарафинистых и других вязких загрязняющих веществ, открывая тем самым доступ к химически активной жидкости дальше вглубь пласта. После обработки одного интервала устройство подают вниз и приступают к обработке следующего интервала. Так интервал за интервалом осуществляют обработку всей фильтровой части обсадной колонны. Затем созданием циркуляции жидкости скважину промывают, при котором более крупные частицы твердой фазы продуктов обработки накапливаются в кармане 16 переводника 15, а более легкие взвешанные частицы и вязкая грязь разбавленная водой поднимается на поверхность вместе с жидкостью обработки. В завершающей стадии промывки с целью более полного извлечения на поверхность, оставшихся на забое более крупных твердых частиц, а также смолистых веществ, циркуляцию жидкости изменяют на обратное, закачав ее в затрубное пространство. При этом на протяжении всего периода циркуляции под действием напора жидкости лопасти кожуха приходят во вращательное движение и следовательно продолжают работу по очистке стенок фильтра. Перед подъемом НКТ на поверхность в скважину бросают шар 18 и после того, как он достигнет седла 17, закачку жидкости прекращают и начинают поднимать инструмент. При этом вся грязь, оказавшаяся в полости НКТ задерживается там с помощью обратного клапана 19. При этом другая бригада при необходимости по аналогичной схеме производит очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) в нагнетательной скважине.

Затем закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины возобновляют и приступают к вакуумированию добывающей скважины подсоединением вакуумного агрегата к затрубному пространству, производительностью не менее 100 м3/час, при непрерывной работе скважины по отбору нефти. Как показывает практика через 20-30 мин, в затрубье давление снижается до 4 кПа, после чего перекрывают регулируемый клапан ручным приводом. При вакуумировании затрубного пространства забойное давление постепенно снижается. Снижение забойного давления при этом не должно приводить к разрушению элементов конструкции скважины. Необходимую величину снижения забойного давления определяют исходя из прочности цементного камня за колонной по следующей формуле:
Рсплвод-h•G,
где Рплвод - пластовое давление водонасыщенного пласта;
h - толщина раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами;
G - максимальное допустимое давление на 1 метр высоты цементного кольца.

Величина G зависит от условий вскрытия пласта, качества цемента и технологии цементирования скважины и эта величина в среднем составляет 2,4 МПа/м. Вакуумированием добывающей скважины очищают поры пласта от газа, улучшая тем самым фильтрационную его способность по нефти и одновременной закачкой вытесняющего агента в нагнетательную скважину создают благоприятные условия интенсивному притоку нефти к забою скважины. При резком увеличении дебита скважины по нефти процесс вакуумирования прекращают. Наилучшие результаты способ дает при разработке нефтяной залежи, когда закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически. При этом механическую обработку призабойной зоны пласта в химически активной среде предпочтительно производить в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование осуществить в конце цикла простоя нагнетательной скважины - перед возобновлением закачки вытесняющей жидкости. Объясняется это тем, что в упругом режиме работы пласта механическая очистка ПЗП в добывающей скважине, совмещенная с химическим, под напором пластового давления идет быстрее, поскольку срабатывает эффект выталкивания из пор коллектора загрязняющих веществ.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Такой комплексный подход к разработке пласта приводит к повышению добычи нефти в продолжительное время. Как показали промысловые испытания заявляемого способа повышение среднего дебита нефти составляет в 2-2,5 раза, при продолжительности эффекта в среднем 7-8 месяцев и более.

Похожие патенты RU2171369C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1998
  • Ганиев Г.Г.
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Шаяхметов А.Ш.
RU2146760C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1993
  • Хамзин А.А.
  • Муслимов Р.Х.
  • Рудаков А.М.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Яхонтова О.Е.
  • Иванов А.И.
RU2053353C1
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ 1999
  • Ганиев Г.Г.
  • Шаяхметов Ш.К.
  • Иванов А.И.
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Шаяхметов А.Ш.
RU2172399C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1998
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Нурмухаметов Р.С.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Хасанов Я.З.
RU2142556C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2004
  • Глазков О.В.
  • Прасс Л.В.
RU2266397C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1999
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Яртиев А.Ф.
  • Тюрин В.В.
  • Хисамов Р.С.
  • Сулейманов Э.И.
RU2172396C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1996
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Тазиев М.З.
RU2118448C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МАССИВНОГО ТИПА 1995
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Галеев Р.Г.
  • Муслимов Р.Х.
  • Сулейманов Э.И.
  • Фазлыев Р.Т.
RU2095551C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННОГО ТИПА 1996
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Миннуллин Р.М.
  • Сулейманов Э.И.
RU2101474C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Сулаева Татьяна Викторовна
  • Прасс Лембит Виллемович
  • Медведева Татьяна Васильевна
RU2314414C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 171 369 C2

Реферат патента 2001 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов и направлено на повышение дебита нефти скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет сокращения сроков очистки скважины от отложений. Сущность изобретения: способ предусматривает закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. В интервале расположения фильтра добывающей скважины, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной, устанавливают ванну из химически активной жидкости и в этой же среде подвергают стенки фильтра механической обработке, после чего на эту же скважину оказывают воздействие вакуумированием. Механическую обработку осуществляют устройством с вращающимися лопастями, при его возвратно-поступательных перемещениях. При вращающихся лопастях осуществляют и промывку скважины. 2 з. п.ф-лы, 4 ил.

Формула изобретения RU 2 171 369 C2

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, воздействие на добывающую скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, вакуумированием, отличающийся тем, что перед вакуумированием в интервале расположения фильтра скважины устанавливают ванну из химически активной жидкости и в этой же среде стенки фильтра подвергают механической обработке устройством с вращающимися лопастями при его возвратно-поступательных перемещениях для очистки призабойной зоны пласта и промывке скважины при вращающихся лопастях.

2 Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что механическую обработку производят в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование - в конце цикла простоя нагнетательной скважины.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2001 года RU2171369C2

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1993
  • Хамзин А.А.
  • Муслимов Р.Х.
  • Рудаков А.М.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Яхонтова О.Е.
  • Иванов А.И.
RU2053353C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1990
  • Батурин Ю.Е.
  • Сонич В.П.
RU1755612C
Способ разработки расчлененной нефтяной залежи с разнопроницаемыми пластами 1990
  • Батурин Юрий Ефремович
SU1831562A3
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1995
  • Муслимов Р.Х.
  • Рудаков А.М.
  • Сулейманов Э.И.
RU2105869C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1991
  • Шевченко Александр Константинович
  • Еременко Михаил Матвеевич
RU2010955C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1990
  • Мартос В.Н.
  • Бриндзинский А.М.
  • Умариев Т.М.
RU2011805C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1994
  • Кузнецов С.М.
  • Поединчук Н.Е.
  • Веричев В.П.
  • Журавлева В.А.
  • Шопов И.И.
  • Просвирин А.А.
RU2047747C1
US 3903966 A, 09.09.1975 US 4086961 A, 02.05.1978
US 4787449 A, 29.11.1988.

RU 2 171 369 C2

Авторы

Ганиев Г.Г.

Шаяхметов Ш.К.

Абдулмазитов Р.Г.

Хамзин А.А.

Лыков В.И.

Шаяхметов А.Ш.

Даты

2001-07-27Публикация

1999-08-09Подача