способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин

Формула изобретения

Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, включающий выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе, отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины, отличающийся тем, что после выделения групп в единой гидродинамической системе определяют свойства коллекторов каждой из скважин, определяют допустимую степень загрязнения жидкости, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами, дополнительно производят отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины, а в процессе отлива жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины производят очистку этой жидкости из каждой низкоприемистой скважины до допустимой степени загрязнения, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта в нагнетательных скважинах при эксплуатации низкопроницаемых пластов или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

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, 152 с. и Патент РФ №2140531, Е 21 В 43/22. Опубл. 27.10.99 г., БИ №30).

Недостатком этих способов является то, что требуются большие дополнительные затраты, связанные с привлечением бригад подземного и капитального ремонта скважин с установкой дополнительного внутрискважинного оборудования или поверхностного оборудования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому является способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, 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 (Патент РФ №2165012, Е 21 В 43/25. Опубл. 10.04.2000 г. БИ №10).

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 известного способа является тот факт, что выносимые водой из низкопроницаемых коллекторов через низкоприемистые скважины кольматирующие порововое пространство пласта частицы направляются через высокоприемистые скважины в пласты с высокой проницаемостью. Накапливаясь со временем, кольматирующий материал, перемещенный из пластов с низкой проницаемостью в высокопроницаемые пласты, снижает проницаемость последних, что, в свою очередь, приводит к снижению темпов заводнения нефтяного месторождения и влечет за собой бурение новых нагнетательных скважин, снижение текущей добычи нефти и коэффициента извлечения нефти. Негативный эффект особенно проявляется при изливе воды с загрязнениями из низкопроницаемых скважин также в низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением. Кроме того, загрязняется и сам водовод, часть загрязнений (асфальтосмолистые вещества, парафины, твердые частицы) накапливаются на стенках труб водоводов, повышая гидравлические потери и вызывая повторное загрязнение пласта.

Технической задачей предлагаемого способа является снижение потери приемистости пластов, увеличение времени между очистками призабойной зоны нагнетательных скважин и, как результат, экономия материальных затрат на поддержание пластового давления и на бурение новых нагнетательных скважин.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, включающим выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе, отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины.

Новым является то, что после выделения групп в единой гидродинамической системе определяют свойства коллекторов каждой из скважин, определяют допустимую степень загрязнения жидкости, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами, дополнительно производят отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины, а в процессе отлива жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины производят очистку этой жидкости из каждой низкоприемистой скважины до допустимой степени загрязнения, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы авторам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию “существенные отличия”.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа.

Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин осуществляется в следующей последовательности.

Выделяют группы низкоприемистых нагнетательных скважин 1 с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагнетательных скважин 2 с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в единой гидродинамической системе 3. После выделения групп в единой гидродинамической системе определяют свойства коллекторов каждой из скважин, определяют допустимую степень загрязнения жидкости, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами. Затем при закрытых задвижках 4 на высокоприемистых скважинах осуществляют закачку воды в низкоприемистые скважины 1 в течение определенного времени насосом кустовой насосной станции (КНС) 5. Далее производят открытие задвижек 4 на высокоприемистых скважинах 2, в результате чего происходит отлив жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины 2. Одновременно в процессе отлива жидкости из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовым давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины производят очистку этой жидкости фильтрующим устройством 6 из каждой низкоприемистой скважины до допустимой степени загрязнения, принимаемой высокоприемистыми нагнетательньми скважинами, автоматически регулируя направление потока с помощью системы обратных клапанов 7 и 8. Потоки, представленные на схеме: I - вода в низкопроницаемый пласт, II - вода из низкопроницаемого в высокопроницаемый пласт (излив). III - загрязнения.

Пример конкретного выполнения.

Выделяют группу низкоприемистых нагнетательных скважин 1 на кустовой насосной станции, имеющих приемистость от 50 до 200 куб. метров в сутки при устьевом давлении Р_уст =10-15 МПа, и группу высокоприемистых нагнетательных скважин 2 с приемистостью 500-1000 куб. метров в сутки при устьевом давлении Р_уст=5 МПа в единой гидродинамической системе. После выделения групп в единой гидродинамической системе определяют допустимую степень загрязнения жидкости, принимаемой высокоприемистыми нагнетательными скважинами - концентрация нефти 60 мг/л, концентрация твердых взвешенных частиц 50 мг/л, размер загрязняющих частиц 12 мкм.

Насосом КНС 5, например ЦНС 180×1422, ведут закачку воды через водовод 3 в низкоприемистые нагнетательные скважины 1 с расходом Q_расх=3000 куб. метров в сутки и давлением на выкиде насоса (Р_вык), равным давлению на блоке-гребенке (P_БГ) P_вык=P_БГ =15-16 МПа. При этом задвижки 4 на скважины с высокой приемистостью 2 на этот период времени закрыты. Закачку воды в низкоприемистые скважины 1 (поток I) производят напрямую через обратный клапан 7 (обратный клапан 8 закрыт). Выведя КНС 5 в заданный режим в течение одних-трех суток, производят регулировку выкидной задвижки КНС, создавая незначительный перепад давления Р_вык -Р_БГ=1 МПа и фиксируя параметры работы агрегата Р _вык, P_БГ, Q_pacx, а также номера низкоприемистых скважин N_скв. Затем открывают задвижки 4 на выбранные скважины с высокой приемистостью 2, создавая тем самым депрессию до 10 МПа в единой гидродинамической системе. Устьевое давление на низкоприемистых нагнетательных скважинах 1 падает до 5 МПа, и из низкопроницаемых коллекторов происходит отлив жидкости (поток II) в высокопроницаемые и низкопроницаемые, но с меньшим пластовьм давлением, коллекторы через высокоприемистые скважины 2. При движении жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в водовод происходит автоматическое закрытие обратного клапана 7 и открытие обратного клапана 8. Воду с загрязнениями, вынесенными из призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов, очищают на фильтрующем устройстве 6 на каждой низкоприемистой скважине. Вода с допустимой степенью загрязнения поступает в высокоприемистые скважины 2, а загрязнения, уловленные на фильтрующем устройстве, отводят на утилизацию (поток III).

Использовать изложенный принцип можно неоднократно.

Для проверки эффективности очистки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов низкоприемистых скважин необходимо вернуться в первоначальный заданный режим и зафиксировать Р_вык, P_БГ, Q_pacx , N_скв. По величине изменения Р_вык, P _БГ, Q_pacx делается заключение о степени эффективности проведенной очистки призабойной зоны.

Использование данного предложения позволяет произвести восстановление приемистости низкопроницаемых пластов без подземного и капитального ремонта скважин за счет регулируемого излива жидкости и одновременной ее очистки из низкоприемистых скважин в высокоприемистые при работающем насосе на кустовой насосной станции.