СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРИЕМИСТОСТЕЙ ДВУХ СКВАЖИН Российский патент 2012 года по МПК E21B43/36 

Описание патента на изобретение RU2440492C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выравнивании приемистостей двух скважин.

Известен способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин (патент РФ №2165012, опубл. 10.04.2000 г.), включающий закачку воды в нагнетательные скважины, вскрывшие пласты различной проницаемости, очистку призабойной зоны низкоприемистых скважин путем излива воды в водовод и скважины с более высокой проницаемостью.

Данный способ позволяет осуществить восстановление приемистости пластов без подземного и капитального ремонта скважин за счет излива жидкости с загрязняющими частицами из низкоприемистых скважин в высокоприемистые при работающем насосе на кустовой насосной станции.

Недостатком 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 (асфальтосмолистые вещества, парафины, твердые частицы) 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 к предложенному способу по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода, 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. 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.

Известный способ позволяет очистить водоводы и не допустить загрязнения призабойной зоны скважины, однако, эффект по выравниванию профиля приемистости скважин невелик, что вызывает необходимость применения дополнительных мероприятий по выравниванию профиля приемистости скважин.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности выравнивания профиля приемистости скважин.

Задача решается тем, что в способе выравнивания приемистости двух скважин, включающем выбор пары скважин с низкой приемистостью и с высокой приемистостью, закачку в скважину с низкой приемистостью рабочего агента, излив из скважины и закачку в скважину с высокой приемистостью, согласно изобретению, в качестве рабочего агента используют водный раствор поверхностно-активного вещества с плотностью более 1,17 г/см3 и растворитель парафина, после закачки рабочего агента в скважину с низкой приемистостью проводят технологическую выдержку, а после излива из скважины рабочего агента с удаленными из скважины отложениями в виде вязкой эмульсии - закачку вязкой эмульсии в скважину с высокой приемистостью, проведение геофизических исследований на обеих скважинах и запуск скважин в эксплуатацию.

Сущность изобретения

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин приводит к более равномерному и полному вытеснению нефти из залежи, повышает нефтеотдачу залежи. Обычно обработки призабойных зон скважин для выравнивания профиля приемистости проводят в каждой скважине отдельно независимо друг от друга. На каждую скважину расходуют свои реагенты, используют свою технику и в разное время. Все это приводит к потере эффективности, удорожанию работ, повышению трудозатрат. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности выравнивания профиля приемистости скважин. Задача решается следующим образом.

Выбирают две скважины: первую скважину с низкой приемистостью, высоким пластовым давлением, осложненную отложениями асфальтосмолопарафинов (АСПО) на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и вторую скважину с высокой приемистостью, с наличием в околоскважинной зоне промытых участков, на которой необходимо выполнение мероприятий, способствующих изменению направления потоков закачиваемой воды. Как правило, приемистость 150

м3/сут является порогом, ниже которого скважину относят к низкоприемистой, выше - к высокоприемистой.

На второй скважине проводят геофизические исследования со снятием профиля приемистости.

Для повышения забойного давления в первую скважину закачивают воду с удельным весом более 1,17 г/см3 в объеме 6-8 м3 с добавлением от 0,05 до 3% поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на границе раздела сред (например, МЛ-81Б, ВРК, МП-80). Закачку ведут по колонне НКТ при повышенном давлении, но не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Затем в первую скважину закачивают по НКТ растворитель парафина (например, дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, легкую нефть, и т.п.) в объеме НКТ (2-3 м3).

Оставляют скважину закрытой на реагирование на 8-24 часа.

Производят излив из скважины закачанного растворителя парафина с растворенными в нем АСПО в автоцистерну. Данная жидкость представляет собой вязкую эмульсию. Производят закачку излитой эмульсии во вторую скважину.

Производят геофизические исследования на обеих скважинах. Главная задача исследований первой скважины - определение состояния, которое до этого было невозможно из-за отложений АСПО. Главная задача исследований второй скважины -повторное снятие профиля приемистости. Изменение профиля может говорить о перераспределении потоков из-за влияния закачанной вязкой эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Выбирают две скважины: первую скважину с низкой приемистостью, равной 50 м3/сут, высоким пластовым давлением, равным 13 МПа (среднее по залежи - 10 МПа), осложненную отложениями АСПО на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и вторую скважину с высокой приемистостью, равной 800 м3/сут, с наличием в околоскважинной зоне промытых участков, на которой необходимо выполнение мероприятий, способствующих изменению направления потоков закачиваемой воды. На второй скважине проводят геофизические исследования со снятием профиля приемистости. В первую скважину закачивают минерализованную воду с удельным весом более 1,18 г/см3 в объеме 6-8 м3 с добавлением поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Закачку ведут по колонне НКТ при давлении 18 МПа. Затем в первую скважину закачивают по НКТ растворитель парафина - дистиллят в объеме НКТ (2 м3).

Оставляют скважину закрытой на реагирование на 16 час.

Производят излив из скважины закачанного растворителя парафина с растворенными в нем АСПО в автоцистерну. Данная жидкость представляет собой вязкую эмульсию. Производят закачку излитой эмульсии во вторую скважину.

Производят геофизические исследования на обеих скважинах. Во второй скважине отмечают изменение профиля притока, что говорит о перераспределении потоков из-за влияния закачанной вязкой эмульсии.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности выравнивания профиля приемистости скважин, сократить количество ремонтов по причине необходимости замены НКТ перед проведением исследований, сократить трудозатраты и стоимость работ.

Похожие патенты RU2440492C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2006
  • Фадеев Владимир Гелиевич
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Арсентьев Андрей Александрович
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
  • Ахметшин Ирик Ядитович
RU2306405C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Ханнанов Рустэм Гусманович
RU2302517C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С ПРОМЫВКОЙ РАЗВОДЯЩЕГО ВОДОВОДА 2005
  • Фадеев Владимир Гелиевич
  • Федотов Геннадий Аркадьевич
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Арсентьев Андрей Александрович
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
  • Кудряшова Любовь Викторовна
RU2293175C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
RU2303126C1
СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2012
  • Арсентьев Андрей Александрович
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
  • Фадеев Владимир Гелиевич
  • Абрамов Михаил Алексеевич
  • Гарифов Камиль Мансурович
RU2488687C1
Способ очистки призабойной зоны пласта скважины 2021
  • Галимов Рустем Ирекович
  • Сурков Николай Александрович
RU2775368C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2007
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Арсентьев Андрей Александрович
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
RU2332557C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2013
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Сайфутдинов Марат Ахметзиевич
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Губаев Рим Салихович
  • Садыков Рустем Ильдарович
RU2537430C1
СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 2004
  • Фадеев Владимир Гелиевич
  • Федотов Геннадий Аркадьевич
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Арсентьев Андрей Александрович
RU2269647C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2015
  • Нурмухаметов Рафаиль Саитович
  • Габдрахманов Ринат Анварович
  • Мухутдинов Ильдар Асхатович
  • Пищаев Дмитрий Вадимович
  • Шакиров Марат Акмыратович
  • Аврашкин Денис Леонидович
RU2604891C1

Реферат патента 2012 года СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРИЕМИСТОСТЕЙ ДВУХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выравнивании приемистостей двух скважин. Обеспечивает повышение эффективности выравнивания профиля приемистости скважин. Сущность изобретения: при выравнивании приемистости двух скважин проводят выбор пары скважин с низкой приемистостью и с высокой приемистостью, закачку в скважину с низкой приемистостью рабочего агента, излив из скважины и закачку в скважину с высокой приемистостью. В качестве рабочего агента используют водный раствор поверхностно-активного вещества с плотностью более 1,17 г/см3 и растворитель парафина. После закачки рабочего агента в скважину с низкой приемистостью проводят технологическую выдержку, а после излива из скважины рабочего агента с удаленными из скважины отложениями в виде вязкой эмульсии - закачку вязкой эмульсии в скважину с высокой приемистостью, проведение геофизических исследований на обеих скважинах и запуск скважин в эксплуатацию.

Формула изобретения RU 2 440 492 C1

Способ выравнивания приемистости двух скважин, включающий выбор пары скважин с низкой приемистостью и с высокой приемистостью, закачку в скважину с низкой приемистостью рабочего агента, излив из скважины и закачку в скважину с высокой приемистостью, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют водный раствор поверхностно-активного вещества с плотностью более 1,17 г/см3 и растворитель парафина, после закачки рабочего агента в скважину с низкой приемистостью проводят технологическую выдержку, а после излива из скважины рабочего агента с удаленными из скважины отложениями в виде вязкой эмульсии закачку вязкой эмульсии в скважину с высокой приемистостью, проведение геофизических исследований на обеих скважинах и запуск скважин в эксплуатацию.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2440492C1

СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2000
  • Фадеев В.Г.
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Бойко В.П.
RU2165012C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2010
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Кубарев Николай Петрович
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Ханнанов Рустэм Гусманович
  • Болгов Сергей Анатольевич
  • Оснос Владимир Борисович
RU2418156C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2003
  • Фадеев В.Г.
  • Федотов Г.А.
  • Сахабутдинов Р.З.
  • Фаттахов Р.Б.
  • Арсентьев А.А.
RU2244113C1
СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2006
  • Фадеев Владимир Гелиевич
  • Фаттахов Рустем Бариевич
  • Арсентьев Андрей Александрович
  • Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
  • Ахметшин Ирик Ядитович
RU2306405C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
RU2303126C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Ханнанов Рустэм Гусманович
RU2302517C1
US 4424863 A, 10.01.1984.

RU 2 440 492 C1

Авторы

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич

Валеев Мудаир Хайевич

Юсупов Булат Назипович

Чернов Роман Викторович

Михайлов Юрий Алексеевич

Даты

2012-01-20Публикация

2011-03-16Подача