способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, воздействие на добывающую скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, вакуумированием, отличающийся тем, что перед вакуумированием в интервале расположения фильтра скважины устанавливают ванну из химически активной жидкости и в этой же среде стенки фильтра подвергают механической обработке устройством с вращающимися лопастями при его возвратно-поступательных перемещениях для очистки призабойной зоны пласта и промывке скважины при вращающихся лопастях.

2 Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что механическую обработку производят в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование - в конце цикла простоя нагнетательной скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции через добывающие скважины (см. книгу Еронина В. А. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. - М.: Недра, 1973 г., стр. 200).

Недостатком известного способа является то что, из-за продвижения закачиваемого агента по наиболее проницаемым пропласткам малопроницаемые пласты остаются не выработанными. Известен также способ разработки нефтяной залежи путем восстановления проницаемости пласта за счет резкого снижения давления (см. книгу Вахитова Г.Г. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. - М.: Недра, 1982 г., с. 230). Указанный способ предусматривает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с поддержанием пластового давления как можно выше давления насыщения, а забойное давление снижают до атмосферного в течение 2-3 суток, что позволяет выделению газа из трещин и перового пространства коллектора, и улучшает фильтрационную способность пористой среды. В конечном итоге это приводит к повышению нефтеотдачи и увеличению дебита. Однако полученный эффект не продолжителен и малоэффективен из-за незначительного охвата воздействием пласта, что требует периодических повторных обработок.

Приведенные выше эти недостатки устранены в способе разработки нефтяной залежи (см. описание к патенту Р.Ф. N 2053353, кл.E 21 В 43/20, опубл. в БИ N 3, 96 г.), включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины и воздействие вакуумированием на добывающую скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной. Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа. Как показали широкие промысловые испытания способа он также не лишен недостатков. Объясняется это тем, что призабойная зона пласта при продолжительной эксплуатации скважины загрязняется не только вязкими веществами в ходе проведения различных операций при ремонтно-восстановительных работ, но и содержащимися в нефти асфальтено-смолистыми веществами, а также солевыми отложениями в смеси с выносимым из пласта илом. В результате при осуществлении известного способа, в частности, при очищении пласта от газа вакуумированием трудно добиваться желаемых результатов, процесс очистки становится продолжительным и малоэффективным без предварительного удаления загрязняющих веществ, что влечет за собой неоправданный простой скважины.

Целью настоящего изобретения является устранение вышеприведенных недостатков. Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины, и воздействие на скважину, находящуюся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, вакуумированием.

Новым является то, что перед вакуумированием в интервале расположения фильтра скважины устанавливают ванну из химически активной жидкости, например, кислоты и в этой же среде стенки фильтра подвергают механической обработке. Другим отличием способа является то, что закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически. При этом механическую обработку призабойной зоны пласта производят в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование в конце цикла простоя нагнетательной скважины, т.е. перед возобновлением закачки вытесняющей жидкости.

На чертеже показано устройство, используемое при осуществлении способа, где на фиг. 1 изображен общий вид устройства в компановке с переводником перед спуском его в скважину, в частичном разрезе. На фиг. 2 - соединение кожуха с корпусом устройства с помощью шарикоподшипников, вид I, в разрезе. На фиг. 3- вид II, лопасть устройства с очистительными скребками. На фиг. 4 - сечение по А-А фиг. 2. Устройство для осуществления способа содержит трубчатый корпус 1 (см. фиг. 1) с присоединенными муфтами 2 и 3 на концах и установленный концентрично на нем с возможностью вращения относительно центральной оси корпуса кожух 4, связанный с корпусом в концевых участках шарами 5 (см. фиг. 2 и 4), размещенными в кольцевых канавках 6 и 7 корпуса и в теле кожуха 4 соответственно. Кольцевые канавки 7 кожуха сообщены с наружным пространством через отверстия 8 с диаметром большим, чем диаметр шара 5, которые после заполнения кольцевых канавок шарами и смазочным маслом закрывают пробками 9 (отверстия и пробки на фиг. не изображены). Наружная поверхность кожуха 4 снабжена спирально расположенными лопастями 10, рабочие поверхности 11 которых снабжены армирующими вставками 12 из твердого сплава, а к их боковым граням закреплены скребки 13 (см. фиг. 3). Равномерное вращение кожуха вокруг корпуса под реакцией жидкости достигается промежуточными лопастями 14. Верхняя часть корпуса снабжена переводником 15 с наружным карманом 16 для накопления грязи с твердой фазой продуктов обработки стенок фильтра и с седлом 17 для обратного шарового клапана 18.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На нефтяном месторождении согласно проекту бурят нагнетательные и добывающие скважины и разрабатывают с помощью законтурного или внутриконтурного заводнения. С течением времени дебит в добывающих скважинах снижается. Перед проведением работ по восстановлению дебита скважины проводят ряд исследовательских работ: среди нагнетательных скважин устанавливают, которые из них оказывают гидродинамическое влияние на добывающую скважину, причины вызывающие снижение дебита. Чаще всего снижение дебита скважин вызвано из-за загрязнения призабойной зоны добывающих скважин выносимым илом из пласта, вязкими веществами, содержащимися в составе нефти, а также цементирующими фильтр веществами, попавшими туда в результате проведения различных ремонтно-восстановительных работ, а также не связанными газами, попавшими в пласт.

Далее закачку вытесняющей жидкости, оказывающие влияние на добывающую скважину, прекращают и пускают их на самоизлив. Затем в добывающей скважине отбор жидкости прекращают и спускают туда на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) устройство в собранном виде (см. фиг. 1), присоединив к нижней его части перо 19. После спуска его на заданную глубину в интервале расположения фильтра устанавливают кислотную ванну или из другой химически активной жидкости, например, дистиллята, закачивая в полость НКТ в необходимом объеме так, чтобы она оказалась на 2-3 м выше кровли продуктивного пласта. Затем инструмент подвергают возвратно-поступательному перемещению в интервале расположения фильтра. При этом лопасти 10 кожуха 4, встречая на своем пути сопротивление жидкости, под ее реакцией начинает вращаться вокруг корпуса, при котором твердосплавные вставки 12 приступают к разрушению наростов, отложений солей с примесью песка и ила, которые затем осыпаются на забой скважины, а скребки 13 при этом осуществляют как бы чистовую обработку, отдирая со стенок фильтра смолопарафинистых и других вязких загрязняющих веществ, открывая тем самым доступ к химически активной жидкости дальше вглубь пласта. После обработки одного интервала устройство подают вниз и приступают к обработке следующего интервала. Так интервал за интервалом осуществляют обработку всей фильтровой части обсадной колонны. Затем созданием циркуляции жидкости скважину промывают, при котором более крупные частицы твердой фазы продуктов обработки накапливаются в кармане 16 переводника 15, а более легкие взвешанные частицы и вязкая грязь разбавленная водой поднимается на поверхность вместе с жидкостью обработки. В завершающей стадии промывки с целью более полного извлечения на поверхность, оставшихся на забое более крупных твердых частиц, а также смолистых веществ, циркуляцию жидкости изменяют на обратное, закачав ее в затрубное пространство. При этом на протяжении всего периода циркуляции под действием напора жидкости лопасти кожуха приходят во вращательное движение и следовательно продолжают работу по очистке стенок фильтра. Перед подъемом НКТ на поверхность в скважину бросают шар 18 и после того, как он достигнет седла 17, закачку жидкости прекращают и начинают поднимать инструмент. При этом вся грязь, оказавшаяся в полости НКТ задерживается там с помощью обратного клапана 19. При этом другая бригада при необходимости по аналогичной схеме производит очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) в нагнетательной скважине.

Затем закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины возобновляют и приступают к вакуумированию добывающей скважины подсоединением вакуумного агрегата к затрубному пространству, производительностью не менее 100 м³/час, при непрерывной работе скважины по отбору нефти. Как показывает практика через 20-30 мин, в затрубье давление снижается до 4 кПа, после чего перекрывают регулируемый клапан ручным приводом. При вакуумировании затрубного пространства забойное давление постепенно снижается. Снижение забойного давления при этом не должно приводить к разрушению элементов конструкции скважины. Необходимую величину снижения забойного давления определяют исходя из прочности цементного камня за колонной по следующей формуле:

Р_с-Р_пл^вод-hG,

где Р_пл^вод - пластовое давление водонасыщенного пласта;

h - толщина раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами;

G - максимальное допустимое давление на 1 метр высоты цементного кольца.

Величина G зависит от условий вскрытия пласта, качества цемента и технологии цементирования скважины и эта величина в среднем составляет 2,4 МПа/м. Вакуумированием добывающей скважины очищают поры пласта от газа, улучшая тем самым фильтрационную его способность по нефти и одновременной закачкой вытесняющего агента в нагнетательную скважину создают благоприятные условия интенсивному притоку нефти к забою скважины. При резком увеличении дебита скважины по нефти процесс вакуумирования прекращают. Наилучшие результаты способ дает при разработке нефтяной залежи, когда закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производят циклически. При этом механическую обработку призабойной зоны пласта в химически активной среде предпочтительно производить в цикле закачки вытесняющей жидкости, а вакуумирование осуществить в конце цикла простоя нагнетательной скважины - перед возобновлением закачки вытесняющей жидкости. Объясняется это тем, что в упругом режиме работы пласта механическая очистка ПЗП в добывающей скважине, совмещенная с химическим, под напором пластового давления идет быстрее, поскольку срабатывает эффект выталкивания из пор коллектора загрязняющих веществ.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Такой комплексный подход к разработке пласта приводит к повышению добычи нефти в продолжительное время. Как показали промысловые испытания заявляемого способа повышение среднего дебита нефти составляет в 2-2,5 раза, при продолжительности эффекта в среднем 7-8 месяцев и более.