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.

 

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.

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче полезных ископаемых, в частности - метана и пресной воды из подводных газогидратов снижением гидростатического давления. .

Изобретение относится к трубчатому сепаратору. .

Изобретение относится к трубчатому сепаратору для разделения текучих сред с несмешивающимися компонентами, таких как нефть, газ и вода. .

Изобретение относится к системе и способу сжатию газа под водой. .

Изобретение относится к энергетике и экологии, в частности к добыче сероводорода как топлива, со дна Черного моря и, таким образом, к предотвращению его естественного подъема в поверхностный обитаемый слой моря.

Изобретение относится к сепараторам для разделения текучих сред, например нефти, газа и воды, используемых при добыче и отборе нефти и газа из пластов, расположенных ниже дна моря.

Изобретение относится к подводным системам добычи и транспортировки и может быть применена для сепарирования мультифазного потока

Первый и второй многофазные потоки обрабатываются в первой и второй технологических линиях, которые структурно отличаются друг от друга. При этом в первой и второй технологических линиях создаются различные технологические условия. В первой и второй технологических линиях образуются первый и второй газообразные углеводородные потоки и первый и второй жидкие углеводородные потоки. Первый и второй газообразные углеводородные потоки объединяются ниже по ходу потока от первой и второй технологических линий, чтобы получить объединенный газообразный углеводородный поток. Изобретение обеспечивает возможность предоставления множества трубопроводов с методами обеспечения индивидуального потока, и затем, после технологических линий, газообразные углеводородные потоки объединяются с целью дальнейшей объединенной обработки. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройству для обеднения вод газами и включает в себя: систему труб, имеющую одну разведочную трубу для приема газосодержащего флюида, одну нагнетательную трубу для обратного отвода флюида, обедненного газами, и, по меньшей мере, две газовые ловушки, которые расположены в устройстве таким образом, что в газовой ловушке можно создавать выбираемое давление, при этом газовая ловушка функционально связана как с разведочной трубой, так и с нагнетательной трубой таким образом, что флюид из разведочной трубы может направляться через газовую ловушку в нагнетательную трубу, а газовая ловушка выполнена с возможностью соединения с устройством для приема газа. При этом газовые ловушки расположены на определенном расстоянии вертикально друг над другом и относительно обедняемого флюидного месторождения и соединены друг с другом функционально таким образом, что поднимающийся флюид из разведочной трубы попадает в первую газовую ловушку, которая находится на первом уровне давления, при котором выделяется первый газ или газовая смесь, затем обедненный флюид попадает во вторую газовую ловушку на опять же заданном уровне давления, в котором выделяется второй газ/газовая смесь, при этом первое давление и второе давление различаются между собой и отдельные газовые ловушки соответственно могут функционально соединяться с одним или несколькими устройствами приема газа, или одна или несколько групп газовых ловушек могут быть соединены с общим устройством приема газа, а также соответствующие способы и варианты использования. Технический результат заключается в повышении эффективности отделения газа от флюида. 5 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Предложены система и способ управления расположенным под водой циклоном, предназначенным для отделения нефти от воды. Циклон расположен с возможностью приема воды вместе с нефтяной составляющей по впускному трубопроводу, нефть отделяется от воды и подается через отверстие для выпуска нефти в выпускной нефтепровод, а вода подается через отверстие для выпуска воды в выпускной водопровод. Система содержит регулирующий клапан, установленный в отверстии для выпуска нефти или выпускном нефтепроводе на выходе из циклона, первый измерительный преобразователь перепада давления, расположенный между впускным трубопроводом и отверстием для выпуска нефти из циклона, и второй измерительный преобразователь перепада давления, расположенный между впускным трубопроводом и отверстием для выпуска воды из циклона. При этом в отверстии для выпуска воды или выпускном водопроводе расположен датчик, предназначенный для измерения содержания нефти и функционально соединенный с регулирующим клапаном средствами управления. Кроме того, регулирующий клапан выполнен с возможностью работы в соответствии с заданным значением отношения между первым и вторым перепадами давления, причем данная уставка и степень открытия регулирующего клапана могут регулироваться в ответ на изменение содержания нефти в воде, которое измеряется указанным датчиком. Предложенная группа изобретений обеспечивает более точное управление и верификацию сепарационного эффекта. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам увеличения давления жидкостей в сепараторе углеводородный газ – жидкость, расположенном на морском дне. Технический результат заключается в увеличении давления жидкостей в сепараторе до требуемого уровня. Система содержит сепаратор, имеющий верхнюю и нижнюю секции, соединенные по текучей среде с помощью по меньшей мере одной трубы, проходящей из нижней секции в верхнюю секцию; первый насос, встроенный в нижнюю секцию сепаратора и выполненный с возможностью повышения уровня давления жидкости в нижней секции, когда сепаратор расположен на морском дне; и верхний узел, соединенный с сепаратором и выполненный с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости, расположенной по меньшей мере частично снаружи сепаратора, с первым насосом. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к системам сепарации мультифазного потока и способам сепарации жидкостей и газов в мультифазной текучей среде. Технический результат заключается в обеспечении сепарации на больших глубинах. Система сепарации мультифазного потока включает впускную линию, выполненную с возможностью обеспечения прохода мультифазной текучей среды в систему сепарации мультифазного потока, распределительный коллектор, выполненный с возможностью разделения потока мультифазной текучей среды по нескольким трубам. Впускная линия содержит множество участков разветвления трубы, выполненных с возможностью снижения скорости потока мультифазной текучей среды и подачи мультифазной текучей среды в распределительный коллектор. Каждая из нескольких труб содержит зону расширения, формирующую часть каждой из нескольких труб, и расположена выше по потоку от соответствующей сливной вертикальной трубы. Несколько труб находятся в той же самой плоскости, как и распределительный коллектор. Зона расширения выполнена с возможностью снижения давления в нескольких трубах для обеспечения выпуска захваченных жидкостей из нескольких верхних труб через соответствующую сливную вертикальную трубу. Каждая зона расширения находится выше по потоку от верхней и нижней трубы гребенки и выполнена с возможностью снижения давления мультифазной текучей среды перед сепарированием мультифазной текучей среды на верхнюю трубу гребенки и нижнюю трубу гребенки. Каждая верхняя труба гребенки вводится в соответствующие верхние трубы, которые расположены над плоскостью распределительного коллектора. Каждая нижняя труба гребенки вводится в соответствующую нижнюю трубу, каждая верхняя труба соединена с соответствующей нижней трубой соответствующей сливной вертикальной трубой. Каждая верхняя труба выполнена с возможностью обеспечения выпуска захваченных жидкостей в соответствующую нижнюю трубу через сливную вертикальную трубу. 4 н. и 28 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к системам многофазной сепарации и способам разделения нефти, воды и водонефтяной эмульсии в многофазном флюиде. Технический результат заключается в увеличении количества нефти и газа, извлекаемых из подводных скважин на больших глубинах. Система многофазной сепарации содержит распределительную магистраль, выполненную с конфигурацией, обеспечивающей возможность подачи многофазного флюида в питающие магистрали в системе сепарации, при этом питающие магистрали состоят из верхней магистрали, средней магистрали и нижней магистрали; и регулируемый объем. Верхняя магистраль выполнена с конфигурацией, обеспечивающей возможность направления первого потока, содержащего нефть, в предназначенную для нефти секцию регулируемого объема. Средняя магистраль выполнена с конфигурацией, обеспечивающей возможность направления второго потока, содержащего водонефтяную эмульсию, в предназначенную для водонефтяной эмульсии секцию регулируемого объема. Нижняя магистраль выполнена с конфигурацией, обеспечивающей возможность направления третьего потока, содержащего воду, в предназначенную для воды секцию регулируемого объема. Регулируемый объем выполнен с конфигурацией, обеспечивающей возможность регулирования скорости потока флюида на выходе, при этом секция, предназначенная для нефти, секция, предназначенная для воды, и секция, предназначенная для водонефтяной эмульсии, соединяются каждая на разных высотах регулируемого объема. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к разделению многофазных текучих сред и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Подводная система сепарации многофазных сред, содержащих нефть, воду и песок, содержит впускной трубопровод (204), делитель (206), отдельные трубопроводы (208, 210) сходного диаметра. К концам отдельных трубопроводов (208, 210) присоединена регулировочная камера (214), имеющая больший диаметр, чем отдельные трубопроводы (208, 210) сходного диаметра. Регулировочная камера (214) включает выпускные трубопроводы (216, 218) и выполнена для корректирования скорости течения текучей среды на выпускном трубопроводе. К отдельным трубопроводам (208, 210) присоединен приемник (212) песка, который размещен ниже одного из отдельных трубопроводов (208, 210). Внутри одного из отдельных трубопроводов (208, 210) размещено струйное сопло, присоединенное к нижнему выпускному трубопроводу регулировочной камеры (214). Подводная система сепарации дополнительно включает регулировочный клапан и систему управления. Многофазную текучую среду пропускают через отдельные трубопроводы (208, 210) ниже по потоку относительно делителя (206) и разделяют ее на нефтяную и водную фазы. Отделяют твердые частицы. Обеспечивают протекание воды через выпускной канал на нижнем конце регулировочной камеры (214), а протекание нефти - через выпускной канал на верхнем конце регулировочной камеры (214). Воду нагнетают в приемник (212). Образуют циклон для удаления песка внутри приемника (212) и удаляют взмученные твердые частицы из приемника (212) без остановки или замедления этапов протекания многофазной текучей среды и ее разделения. Изобретение позволяет обеспечить регулирование потоков на каждой линии, снизить потребление электроэнергии, повысить производительность подводной скважины и создать компактную систему подводной сепарации. 3 н. и 14 з. п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к подводной обработке или очистке скважинных текучих сред при добыче нефти и газа из подводных скважин. Элемент регулирования парафинов для подводной обработки скважинных текучих сред в потоке скважины содержит пучок промысловых трубопроводов внутри натяжной конструкции, которая образует входные и выходные концы и имеет средства охлаждения и нагрева для использования на промысловых трубопроводах, чтобы способствовать отложению парафинов в трубопроводах и последующему вовлечению парафинов в поток скважины. Техническим результатом является повышение эффективности подводной обработки скважинных текучих сред. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

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

Наверх