Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины



Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины

 


Владельцы патента RU 2604891:

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

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к очистке призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны. Способ включает закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), который равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием; оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования, извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования, ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания, промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу. Повышается эффективность и качество очистки, обеспечивается возможность контроля процесса на устье и осуществления процесса без подъема насосного оборудования. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известны способы очистки призабойной зоны нагнетательных скважин с использованием физико-химического воздействия, в которых помимо специальных химических реагентов используются различные дополнительные внутрискважинные приспособления и оборудование (Р.С. Яремийчук, Ю.Д. Кочмар «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». Львов: Высшая школа, 1982 г., 152 с.; RU 2140531, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999).

Недостатком этих способов является то, что при их осуществлении требуются большие дополнительные затраты, связанные с привлечением бригад подземного и капитального ремонта скважин с установкой дополнительного внутрискважинного и поверхностного оборудования, при этом загрязнения в разводящем трубопроводе остаются и при дальнейшей эксплуатации постепенно вымываются перекачиваемой по трубопроводу жидкостью, что ухудшает ее свойства.

Известен способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин (RU 2165012, МПК Е21В 43/25, опубл. 10.04.2000), 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.

Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода (RU 2293175, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.02.2007), 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.

Указанные способы позволяют 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 указанных способов 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 (асфальто-смоло-парафиновые вещества, 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.

Известен также способ очистки призабойной зоны пласта от механических примесей, вносимых нагнетаемым в пласт агентом, свабированием, включающий дренирование пласта в результате периодического подъема определенных порций жидкости в колонне насосно-компрессорных труб при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе (В.М. Валовский, К.В. Валовский «Техника и технология свабирования скважин». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г., с. 200-203).

Данный способ позволяет очищать призабойную зону пласта нагнетательных скважин от механических частиц, но не эффективен для различных отложений, например, асфальто-смоло-парафиновых отложений. 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. Также в пласт попадает часть твердых частиц, оставшихся во взвешенном состоянии в колонне насосно-компрессорных труб после свабирования.

Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (RU 2537430, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.01.2015), в котором на устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле.

Недостатками указанного способа является необходимость использования дополнительного оборудования в виде фильтров и компоновки штуцеров, а также необходимость постоянного присутствия ремонтной бригады на скважине для манипуляций задвижками для осуществления способа.

Кроме того известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (RU 2332557, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.08.2008), выбранный в качестве прототипа к настоящему изобретению, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательную скважину в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом. После этого производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа.

Недостатками указанного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема отбора скважинной жидкости, а также невозможность проведения очистки за счет излива жидкости при отсутствии достаточного пластового давления (энергии пласта).

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технической задачей изобретения является повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта при оптимизации энергетических и временных затрат на очистку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин.

В одном из аспектов изобретения предложен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, включающий в себя этапы, на которых:

осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием;

оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования,

извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования,

ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания,

промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.

В одном из вариантов предложен способ, в котором первый внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.

В одном из вариантов предложен способ, в котором второй внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

В одном из вариантов предложен способ, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.

В одном из вариантов предложен способ, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

В одном из вариантов предложен способ, в котором объем перфорированного пласта, охваченного дренированием, определяют на основании эксплуатационных параметров скважины и характеристик пласта по следующему соотношению:

где Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием,

DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

Нпл - толщина перфорированного пласта;

Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием;

m - пористость пласта.

В одном из вариантов предложен способ, в котором радиус пласта выбирают равным Rпл=0,5 м.

В одном из вариантов предложен способ, в котором извлекаемый свабированием объем жидкости определяют по следующему соотношению:

Vизвл≥Kвр·(VНКТ+V′ЭК+Vпл),

где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;

VНКТ - внутренний объем НКТ;

V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;

Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;

Квр - коэффициент учета времени реагирования.

В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования, составляющем двое суток, Квр выбирают равным 2.

В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования более двух суток, но не более трех суток, Квр выбирают равным 2,5.

В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования более трех суток Квр выбирают равным 2.

В одном из вариантов предложен способ, в котором время реагирования составляет более двух суток, но не более трех.

В одном из вариантов предложен способ, в котором время ожидания осаждения частиц составляет одни сутки.

В одном из дополнительных аспектов предложена система очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, содержащая:

устьевую арматуру с подсоединенным водоводом;

пакер, установленный в эксплуатационной колонне (ЭК) выше уровня перфорированного пласта,

колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенную в ЭК, причем башмак НКТ расположен ниже пакера, но выше уровня перфорированного пласта,

сваб, спускаемый по колонне НКТ и выполненный с возможностью дренирования пласта посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе.

В одном из вариантов предложена система, в которой пакер установлен на 45-50 м выше кровли перфорированного пласта.

В одном из вариантов предложена система, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера.

В одном из вариантов предложена система, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера и на 28-30 м выше уровня кровли перфорированного пласта.

В одном из вариантов предложена система, в которой забой скважины расположен на 2-3 м ниже уровня подошвы перфорированного пласта.

При этом в каждом из вариантов предложенного способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, а как следствие, и в каждом из вариантов системы для осуществления такого способа, достигается технический результат, состоящий в повышении качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта при оптимизации энергетических и временных затрат на очистку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин как за счет применения водного раствора ПАВ для обработки призабойной зоны пласта, так и за счет свабирования объема жидкости, определяемого в зависимости от истекшего времени реагирования.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На чертеже схематично показана нагнетательная скважина и система очистки призабойной зоны пласта для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта свабированием.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Способы, раскрытые в настоящем описании, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

На фигуре схематично показана нагнетательная скважина и система очистки призабойной зоны пласта для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта свабированием, где 1 - пласт, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - сваб, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - башмак насосно-компрессорных труб, 6 - забой скважины, 7 - зумпф скважины, 8 - водовод, 9 - пакер, 10 - устьевая арматура.

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием включает в себя следующую последовательность действий.

На нагнетательной скважине, на которой наблюдается снижение приемистости из-за кольматации пор, производится закачка объема водного раствора поверхностно-активных веществ равного сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб, первого внутреннего объема эксплуатационной колонны и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием:

где Vзак - закачиваемый объем водного раствора поверхностно-активных веществ;

VНКТ - внутренний объем НКТ;

VЭК - первый внутренний объем эксплуатационной колонны;

Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;

DНКТ - внутренний диаметр НКТ;

lНКТ - длина колонны НКТ;

DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L - расстояние между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта;

Нпл - толщина перфорированного пласта;

Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием (для условий Ромашкинского месторождения Rпл=0,5 м);

m - пористость пласта.

В качестве водного раствора ПАВ может быть использован 0,3-1% раствора МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) на основе пресной воды.

Оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования. Под временем реагирования следует понимать интервал времени, за который водный раствор ПАВ реагирует или вступает во взаимодействие с участком призабойной зоны пласта (ПЗП) для его очистки. В предпочтительном варианте осуществления время реагирования составляет не менее двух суток, и предпочтительно, чуть более двое суток, например, двое суток и два-три часа, что обеспечивает надежное отмывание асфальто-смоло-парафиновых отложений.

Извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования:

где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;

VНКТ - внутренний объем НКТ, определяемый по формуле (2);

V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;

L′ - расстояние между башмаком НКТ и забоем скважины;

Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием, определяемый по формуле (4).

Квр - коэффициент учета времени реагирования.

Следует иметь в виду, что коэффициент учета времени реагирования выбирают в зависимости от истекшего времени реагирования. Как уже было сказано, в одном из предпочтительных вариантов оно составляет двое суток, и тогда Квр выбирают равным 2. В дополнительных вариантах осуществления способа для времени реагирования более двух суток, но не более трех суток, Квр выбирают из диапазона 2-2,5, и предпочтительно равным 2,5, и для времени реагирования более трех суток Квр выбирают равным 2, т.к. дальнейшее увеличение времени реагирования водного раствора ПАВ не сказывается на качестве очистки ПЗП, тогда как дальнейшее увеличение коэффициента учета времени реагирования приведет к увеличению энергозатрат, связанных с извлечением жидкости из скважины.

Дополнительно, при извлечении объема жидкости свабированием ответственным работником могут отбираться пробы извлекаемой из скважины жидкости на содержание твердых частиц (ТВЧ). Пробы впоследствии могут направляться в лабораторию для анализа или анализироваться на месте с применением стандартных лабораторно-измерительных средств, известных в уровне техники. В качестве неограничивающего примера ниже приведены результаты анализа проб, взятых при свабировании на скважине №6080б:

Из результатов взятых проб видно, что при свабировании с применением МЛ-81Б, ТВЧ в излитой жидкости достигает 673,8 мг/л (Проба 2), тогда как предельное содержание ТВЧ в воде 80 мг/л. После извлечения приблизительно 18 м3 (Проба 5), что в два с половиной раза превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, содержание ТВЧ в жидкости падает ниже предельного содержания ТВЧ в воде, что говорит об эффективной очистке ПЗП.

В одном из дополнительных вариантов осуществления изобретения способ может содержать дополнительные этапы, на которых при извлечении жидкости отбирают пробы для оценки содержания твердых частиц, и завершают этап извлечения жидкости из скважины, когда содержание твердых частиц в жидкости падает ниже 80 мг/л, что свидетельствует о полной очистке ПЗП, т.к. на поверхность из скважины по существу поступает чистая вода. Пробы могут отбираться после каждого хода сваба или с другим заданным интервалом, например, через каждые 2,5-3 м3 извлеченной жидкости или через каждые 20-30 минут после начала свабирования. В таком случае возможно автоматическое или ручное управление работой сваба, и автоматическая или ручная остановка операции свабирования после выполнения вышеобозначенного условия. В любом случае, свабирование не может быть завершено раньше, чем из скважины будет извлечен объем жидкости Vизвл, определенный по соотношению (5). В одном из дополнительных вариантов осуществления изобретения способ может содержать дополнительные этапы, на которых извлечение жидкости ведут до того момента, пока объем извлеченной жидкости не превысит объем закаченного водного раствора ПАВ в 2-2,5 раза, предпочтительно в 2,5 раза. В дополнительных вариантах также могут быть предусмотрены этапы, на которых ведут извлечение жидкости до превышения объема извлеченной жидкости объема закаченного водного раствора ПАВ вдвое, после чего осуществляю отбор проб, и решение об остановки извлечении скважинной жидкости принимают, на основе сравнения содержания ТВЧ в извлекаемой жидкости с предельным содержанием ТВЧ в воде, как было описано выше.

В предпочтительном варианте осуществления способа первый внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта, а второй внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

В дополнительных вариантах осуществления способа первый и второй внутренние объемы ЭК могут быть по существу равны друг другу, и каждый может быть равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта, в других дополнительных вариантах осуществления первый и второй внутренние объемы ЭК также могут быть по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

Ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания. В предпочтительном варианте осуществления способа время ожидания составляет не менее суток, и предпочтительно, ровно одни сутки, что позволяет избежать закачки в пласт части твердых частиц, оставшихся во взвешенном состоянии в колонне НКТ после свабирования.

Промывают водовод перед запуском нагнетательной скважины в работу, что исключает закачку в пласт механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений, скопившихся на внутренней поверхности водовода.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.

Также в одном из дополнительных аспектов изобретения предложена система очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, содержащая:

устьевую арматуру 10 с подсоединенным водоводом 8;

пакер 9, установленный в ЭК 4 выше уровня перфорированного пласта 1,

колонну 2 НКТ, расположенную в ЭК 4, причем башмак 5 НКТ расположен ниже пакера 9, но выше уровня перфорированного пласта 1,

сваб 3, спускаемый по колонне 2 НКТ, и выполненный с возможностью дренирования пласта 1 посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне 2 НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 3 при каждом последующем ходе.

В предпочтительном варианте осуществления системы пакер 9 устанавливают на 45-50 м выше кровли перфорированного пласта 1, причем башмак 5 НКТ может быть расположен на 18-20 м ниже пакера 9. В одном из дополнительных вариантов осуществления предложена система, в которой башмак 5 НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера 9 и на 28-30 м выше уровня кровли перфорированного пласта 1.

Забой 6 скважины предпочтительно расположен на 2-3 м ниже уровня подошвы перфорированного пласта 1, для обеспечения осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф 7 скважины в течение времени ожидания и гарантирования того, что осажденные до уровня забоя 6 твердые взвешенные частицы не поднимутся потоком жидкости при последующей эксплуатации скважины.

Таким образом, описанная система обеспечивает повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.

Рассмотрим в качестве неограничивающего примера осуществление способа на скважине №23509 Ромашкинского месторождения:

Перфорированный пласт расположен на уровне 1776,8-1779,8 м и 1782,4-1783,8 м, толщина перфорированного пласта составляет 4,4 м. Пакер установили на глубине 1728,4-1730,71 м. Колонну НКТ спустили до уровня, при котором башмак НКТ расположен на глубине 1748,78 м.

По колонне НКТ осуществляли закачку водного раствора ПАВ в объеме 7 м3 из следующего расчета: DНКТ=73 мм, толщина стенки 5 мм; lНКТ=1748,78 м; DЭК=168 мм, толщина стенки 7 мм; L=35 м; Нпл=4,4 м; Rпл=0,5 м; m=0,21. Тогда: VНКТ=5,4 м3; VЭК=0,7 м3 и Vпл=0,9 м3.

По истечении пятидесяти часов осуществляли свабированием извлечение жидкости в объеме 17,6 м3 из следующего расчета: L′=40 м, тогда V′ЭК=0,75 м3. Свабирование осуществляли посредством периодического подъема порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе. При этом объем отбираемых порций жидкости составлял около 1,2 м3, ход сваба 400 м под уровень жидкости, количество спуск-подъемов сваба - 15 циклов, общая длительность операции свабирования составила 5 часов.

В результате осуществления описанного способа посредством описанной системы удалось повысить качество очистки призабойной зоны пласта от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений для нагнетательной скважины №23509 с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.

Дополнительно следует отметить длительность эффекта очистки ПЗП описанным выше способом. Так для упомянутой скважины №23509 он составляет 725 суток. Ниже в таблице 1 приведены краткие сведения о приемистости (Q) этой и других скважин, на которых были проведены работы по очистке ПЗП свабированием по предложенному способу:

Таким образом, предложенный способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием позволяет проводить весь процесс свабирования без подъема глубинно-насосного оборудования, снизить затраты на очистку ПЗП, осуществлять контроль очистки на устье нагнетательной скважины, увеличить межремонтный интервал скважины, увеличить эффективность и качество самой очистки ПЗП.

Кроме того, предложенный способ может быть дополнительно рекомендован для применения при работах, связанных с реанимацией нагнетательной скважины, и при планово-предупредительной очистки скважины.

В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. В общем, «над», «верхний» «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности вдоль ствола скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности вдоль ствола скважины, причем, ствол скважин может быть горизонтальным, вертикальным, наклонным, наклонно-направленным и т.д.

Любые числовые значения, изложенные в материалах настоящего описания или на фигурах, предназначены для включения всех значений от нижнего значения до верхнего значения приращениями в один единичный элемент, при условии что есть интервал по меньшей мере в два единичных элемента между любым нижним значением и любым верхним значением. В качестве примера, если изложено, что величина составляющей или значения технологического параметра, например, такого как температура, давление, время, и тому подобное, например, имеет значение от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, подразумевается, что значения, такие как от 15 до 85, от 22 до 68, от 43 до 51, от 30 до 32, и т.д., в прямой форме перечислены в этом описании изобретения. Что касается значений, которые являются меньшими, чем единица, при необходимости, один единичный элемент считается имеющим значение 0,0001, 0,001, 0,01 или 0,1. Таковые являются всего лишь примерами того, что определенно подразумевается, и все возможные комбинации многочисленных значений между перечисленными самым низким значением и самым высоким значением должны считаться изложенными в прямой форме в этой заявке подобным образом. Как может быть видно, указание величин, выраженных в материалах настоящего описания в качестве «весовых долей», также предполагает такие же диапазоны, выраженные в показателях процентного отношения по массе. Таким образом, выражение в подробном описании изобретения диапазона в показателях «′x′ весовых долей результирующего состава смеси полимеров» также предполагает указание диапазонов такой же изложенной величины «′x′ в процентном отношении по массе результирующего состава смеси полимеров».

1. Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, включающий в себя этапы, на которых:
осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием;
оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования,
извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием,
причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования,
ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания,
промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.

2. Способ по п. 1, в котором первый внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.

3. Способ по п. 2, в котором второй внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

4. Способ по п. 1, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.

5. Способ по п. 1, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.

6. Способ по п. 1, в котором объем перфорированного пласта, охваченного дренированием, определяют на основании эксплуатационных параметров скважины и характеристик пласта по следующему соотношению:
,
где Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием,
DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Нпл - толщина перфорированного пласта;
Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием;
m - пористость пласта.

7. Способ по п. 6, в котором радиус пласта выбирают равным Rпл=0,5 м.

8. Способ по п. 1, в котором извлекаемый свабированием объем жидкости определяют по следующему соотношению:
,
где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;
VНКТ - внутренний объем НКТ;
V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;
Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;
Квр - коэффициент учета времени реагирования.

9. Способ по п. 8, в котором для времени реагирования, составляющего двое суток, Квр выбирают равным 2.

10. Способ по п. 8, в котором для времени реагирования более двух суток, но не более трех суток, Квр выбирают равным 2,5.

11. Способ по п. 8, в котором для времени реагирования более трех суток Квр выбирают равным 2.

12. Способ по п. 1, в котором время реагирования составляет более двух суток, но не более трех.

13. Способ по п. 1, в котором время ожидания осаждения частиц составляет одни сутки.

14. Система очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, выполненная с возможностью осуществления способа по любому из пп. 1-13, содержащая:
устьевую арматуру с подсоединенным водоводом;
пакер, установленный в эксплуатационной колонне (ЭК) выше уровня перфорированного пласта,
колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенную в ЭК, причем башмак НКТ расположен ниже пакера, но выше уровня перфорированного пласта,
сваб, спускаемый по колонне НКТ и выполненный с возможностью дренирования пласта посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе.

15. Система по п. 14, в которой пакер установлен на 45-50 м выше кровли перфорированного пласта.

16. Система по п. 15, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера.

17. Система по п. 14, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера и на 28-30 м выше уровня кровли перфорированного пласта.

18. Система по п. 14, в которой забой скважины расположен на 2-3 м ниже уровня подошвы перфорированного пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше - пакером, установленным выше пласта, седло и сваб, установленные в колонне НКТ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной штанговым глубинным насосом от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Группа изобретений относится к оборудованию нефтегазодобывающих скважин. Способ содержит нагревание стенки, окружающей внутренний канал скважинного инструмента, через который течет скважинная текучая среда, мониторинг изменения толщины стенки, окружающей внутренний канал, произошедшего в результате скопления вещества в канале.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок универсальных электропогружных насосов (УЭПН) при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи добывающих скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к очищающей системе для элемента, расположенного в обсадной колонне скважины. Скважинная система содержит скважинную текучую среду под давлением, обсадную колонну, очищающий инструмент, имеющий продольное направление и содержащий вращающуюся головку, имеющую множество сопел, корпус инструмента, имеющий впускное отверстие, которое сообщается с соплами, для прохода скважинной текучей среды в указанный инструмент, препятствующий потоку элемент, расположенный на наружной стороне корпуса, разделяющий инструмент на первую часть и вторую часть, а также разделяющий обсадную колонну на первую часть и вторую часть, и вращающийся вал, соединяющий головку с корпусом.
Наверх