Способ выравнивания приемистостей двух скважин


 


Владельцы патента RU 2440492:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

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.
Наверх