способ повышения продуктивности скважин

Формула изобретения

Способ повышения продуктивности скважин, включающий обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) путем ее промывки углеводородным растворителем, отличающийся тем, что углеводородный растворитель получают непосредственно в ПЗП, для чего снижают уровень скважинной жидкости в добывающей скважине до интервала перфорации и вакуумируют зону скважины до давления 13,3 - 1,33 кПа, выдерживают давление 30 - 40 мин, затем резко повышают его до атмосферного, причем процесс повторяют 2 - 3 раза до увеличения дебита по жидкости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано для улучшения ее коллекторских характеристик за счет удаления из ПЗП отложений с высоким содержанием асфальтенов и смол.

Известно применение горячей нефти или продуктов ее переработки (бензин, керосин, дизельное топливо) для удаления из призабойной зоны асфальто-смоло-парафиновых отложений [1].

Способ позволяет очистить призабойную зону от отложений парафинового ряда, за счет чего возрастает приток нефти к забою и как следствие повышается продуктивность скважины.

Недостатком способа является его малая эффективность при наличии в составе отложений значительного количества смол и асфальтенов.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ, предусматривающий применение бензола или его гомологов в качестве растворителя для очистки ПЗП от органических отложений [2].

Известный способ повышения продуктивности скважин за счет удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) растворителями может быть осуществлен как при извлеченном подземном оборудовании, так и без подъема его. В последнем варианте значительно снижаются затраты на обработку, однако существует опасность обрыва колонны штанг. Растворитель подают через затрубное пространство или непосредственно в насосно-компрессорные трубы. Реагент может находиться в статическом контакте с АСПО или возможна его циркуляция. Время контакта растворителя и отложений колеблется от нескольких до двадцати четырех и более часов.

Применение данного способа позволяет повысить продуктивность скважины за счет растворения АСПО.

Недостатками этого способа являются высокая стоимость растворителя в его доставки, а также неполный охват призабойной зоны воздействием.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ повышения продуктивности скважин, который обеспечивал бы максимально возможное увеличение дебита жидкости.

Целью изобретения является снижение материальных затрат как за счет исключения расходов на закупку и доставку реагентов, так и работ, связанных с подъемом и спуском подземного оборудования, а также увеличению притока жидкости к забою скважины за счет улучшения коллекторских характеристик ПЗП и более полного, эффективного охвата ее воздействием.

Поставленная цель достигается описываемым способом повышения продуктивности скважин, включающим обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) путем ее промывки углеводородным растворителем.

Новым является то, что углеводородный растворитель получают непосредственно в ПЗП, для чего снижают уровень скважинной жидкости в добывающей скважине до интервала перфорации и вакуумируют зону скважины до давления 13,3-1,33 кПа, выдерживают давление 30-40 мин, затем резко повышают его до атмосферного, причем процесс повторяют 2-3 раза до увеличения дебита по жидкости.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т.е. о соответствии заявленного решения критерию "существенные отличия".

Способ осуществляется в следующей последовательности.

На участке выбирают добывающую скважину, в которой произошло снижение дебита жидкости в результате загрязнения ПЗП асфальто-смолистыми отложениями. Интенсивным отбором добиваются снижения уровня скважинной жидкости до интервала перфорации.

Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 600 м³ ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов или трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зону скважины до тех пор, пока в затрубье не установится давление не более 13,3 и не менее 1,33 кПа. Такое давление поддерживают в течение 30-40 мин. Затем открывают задвижку, соединяющую затрубье с атмосферой, с целью резкого повышения в затрубном пространстве давления до атмосферного. Процесс повторяют 2-3 раза до увеличения дебита по жидкости.

В результате обработки нагнетательной скважины по предлагаемому способу, во-первых, происходит удаление газовых пузырьков из пор и трещин ПЗП, в связи с чем улучшается фильтрационная способность пористой среды; во-вторых, при снижении давления на забое до 13,3 кПа из нефти начинают выделяться пары бензола, при дальнейшем снижении давления до 1,33 кПа выделяются пары гомологов бензола (толуола - при 4; ксилола, этил-, диэтилбензола и др. - при 1,33 кПа), которые за время 30-40 мин накапливаются в затрубном пространстве в количестве (2-3 м³), достаточном для обработки ПЗП. При последующем повышении давления до атмосферного пары конденсируются в жидкость. Полученный таким образом растворитель: смесь бензола с его гомологами проникает во все (в том числе и освобожденные от газовых пузырьков) поры и трещины ПЗП и растворяет асфальто-смолистые отложения. Двух-, и трехкратное повторение цикла позволяет повысить интенсивность обработки и охват ПЗП воздействием, в результате чего улучшаются ее коллекторские характеристики.

Пример конкретного выполнения способа.

Способ был испытан в промысловых условиях на Ашальчинском месторождении высоковязких нефтей.

Выбрали добывающую скважину N 4785 с интервалом перфорации 1112-1136 м. Первоначальный дебит по жидкости составлял 3,95 т/с, затем снизился до 1,07 т/с в результате отложений в ПЗП асфальтенов и смол. Спустили насос на глубину 1120 м и откачали скважинную жидкость. К затрубному патрубку подсоединили вакуумный агрегат, состоящий из двух последовательно соединенных вакуумных насосов: пластинчатого масляного типа НВР-25Д и двухроторного типа ДВН-150 (технические характеристики агрегата: быстрота действия 600 м³/ч; максимальное давление разрежения 1,33 кПа; потребляемая мощность от промысловой сети 3,5 кВт) и пустили насос в работу. Через 20 мин, когда в затрубье давление снизилось до 4 кПа, перекрыли регулируемый клапан с ручным приводом. Сделали выдержку при таком давлении 30 мин и открыли задвижку, соединяющую затрубье с атмосферой. Затем цикл повторили.

После такого воздействия дебит повысился до 6,03 т/с, т.е. возрос в 5,6 раз и держался на этом уровне в течение трех месяцев.

Для сравнения на том же месторождении в сопоставимых условиях проведения эксперимента была выбрана скважина N 2003Д и обработана с применением известного способа. Первоначальный дебит по жидкости составлял 3,23 т/с, затем снизился до 0,94 т/с, после чего произвели обработку скважины растворителем. В результате дебит повысился до 1,66 т/с, т.е. возрос в 1,77 раза. Однако в последующие три месяца дебит снизился до 1,02 т/с.

Сравнительный анализ с прототипом показал, что предлагаемый способ позволяет повысить среднесуточный дебит жидкости в 3,16 раза по сравнению с прототипом.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа повышения продуктивности скважин складывается за счет повышения добычи жидкости в 3,16 раза и снижения затрат на закупку и доставку реагента, а также исключения работ, связанных с подъемом и спуском глубинного оборудования.