способ выравнивания приемистостей двух скважин

Формула изобретения

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/см ³ 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.

Описание изобретения к патенту

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.