Способ заканчиваний нефтяных скважин

Способ заканчиваний нефтяных скважин

Реферат

 

Использование: при строительстве нефтяных скважин и освоении неоднородных продуктивных горизонтов с наличием подошвенных вод. Обеспечивает снижение рабочих давлений продавки, снижение вероятности возникновения вертикальной фильтрации воды в пласте на стадии эксплуатации скважины и замедление процесса расформирования зоны изоляции. Сущность изобретения: по способу вскрывают продуктивный пласт бурением. Производят геофизические исследования в скважине и определяют зону воздействия, например фильтрата бурового раствора, на нефтенасыщенную часть пласта. Спускают обсадную колонну и цементируют. После затвердения цементного раствора обсадную колонну перфорируют против водоносной части пласта. Спускают насосно-компрессорные трубы до интервала перфорации и последовательно закачивают 0,5 - 5,0%-ной концентрации гидрофобизатор ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида. Затем закачивают нефтепродукт с добавкой порошкообразного магния, эмульгатор, пресную воду, гипан, вторую порцию пресной воды, раствор хлористого кальция с последующей продавкой продавочной жидкостью в водоносную часть пласта. Суммарный объем изоляционных растворов выбирают из расчета превышения объема, необходимого для заполнения порового пространства водоносной части на протяженность в радиальном направлении ствола скважины, превышающую зону воздействия технологическими жидкостями на нефтенасыщенную часть пласта на предшествующих этапах строительства скважин. 1 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам строительства нефтяных скважин и освоения неоднородных продуктивных горизонтов с наличием подошвенных и надкровельных вод.

Известен способ заканчивания нефтяных скважин, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб, закачку технологической жидкости из нефтепродукта и эмульгатора с последующей продавкой в продуктивный пласт [1] Этот способ предусматривает закачку уже предварительно перемешанного нефтепродукта (нефти, дизельного топлива, битумного дистиллята или их смеси) с эмульгатором, поэтому в процессе продавки в пласт из-за насыщения обратной эмульсии водной фазой (фильтратом бурового и цементного растворов, подошвенными и реликтовыми водами) происходит резкое увеличение вязкости и в особенности на границе водо-нефтяного контакта, как следствие, повышение рабочих давлений продавки. В связи с этим закачивают небольшие порции технологической жидкости, а значит гидрофобизация порового пространства осуществляется на небольшое удаление от ствола скважины или возникает необходимость в применении скважинных пакеров, что усложняет работы. Поэтому в процессе эксплуатации скважины загидрофобизированные каналы растрескавшегося при перфорации цементного кольца и тонкая поверхность на между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта быстро расформировываются, скважина обводняется порой уже в первый месяц эксплуатации.

Известен также способ заканчивания нефтяных скважин, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против водоносной части пласта, спуск насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обсадной колонны, последовательную закачку через насосно-компрессорные трубы первой порции пресной воды, гипана, второй порции пресной воды и раствора хлористого кальция, последующую их продавку в водоносную часть пласта, подъем насосно-компрессорных труб и ожидание затвердевания жидкостей, закачанных в водоносную часть пласта [2] Недостатком известного способа является то, что в поровом пространстве пласта ввиду наличия пластовой минерализованной воды при предварительно закаченного раствора хлористого кальция продавливаемый в пласт гипан вступает в реакцию с двухвалентными ионами и практически мгновенно повышает вязкость. Это приводит не только к увеличению рабочих давлений продавки, но и порой к невозможности его полной продавки в пласт. Из-за большой вероятности возникновения последнего идут на усложнение технологической операции путем установки на насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважинного пакера. Изоляционный экран небольшой толщины в процессе эксплуатации скважины быстро расформировывается и скважина обводняется, что потребует проведения дополнительных изоляционных работ.

Сущность изобретения заключается в том, что перед закачкой жидкостей в водоносную часть пласта предварительно продавливают смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина 0,5-5,0% концентрации гидрофобизатор ИВВ-1, нефтепродукт с добавкой порошкообразного магния и эмульгатор, при этом общее количество жидкостей, продавливаемых в водоносную часть пласта, принимают в объеме, превышающем объем порового пространства изолируемой зоны водоносной части пласта и из расчета на протяженность зоны изоляции в радиальном направлении от скважины, превышающей зону воздействия на нефтенасыщенную часть пласта на предшествующих этапах.

Технический результат выражается в снижении рабочих давлений продавки и повышении надежности изоляционного экрана.

Гидрофобизатор ИВВ-1 представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, получаемой путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида. Гидрофобизатор ИВВ-1 водный раствор выпускается промышленностью по ТУ 6-01-1-407-89, является жидкостью от желтого до темно-коричневого цвета. По физико-химическим показателям гидрофобизатор ИВВ-1 должен соответствовать требованиям: Массовая доля алкилди- метилбензиламмоний хлорида, Не менее 45 Массовая доля третич- ного амина, Не более 5 Массовая доля соли тре- тичного амина, Не более 10 рН В пределах 6,0-7,5 В качестве нефтепродукта может применяться нефть, дизельное топливо, керосин, битумный дистиллят и др. Порошкообразный или гранулированный магний выпускается промышленностью по ТУ 48-10-54-78. В качестве эмульгатора могут применяться наиболее широко известные реагенты: эмультал (ТУ 6-14-1035-74); ОП-10 (ГОСТ 8433-81); сульфонол (ТУ 6-01-862-73); ЭС-2 (смесь эмультала с ГКЖ-10) и др.

Гипан гидролизованный полиакрилнитрил выпускается промышленностью по ТУ 6-01-166-77.

Способ заканчивания нефтяных скважин осуществляется следующим образом.

Производят первичное вскрытие продуктивных горизонтов бурением и геофизические исследования скважины для выявления зоны проникновения водного фильтрата бурового раствора в нефтенасыщенную часть пласта на предшествующих этапах строительства скважины, в частности боковое каротажное зондирование, каротаж методом кажущихся сопротивлений, каротаж методом потенциалов собственной поляризации. Спускают обсадную колонну и цементируют ее. После ожидания затвердения цементного раствора производят перфорацию против водоносной части пласта. Затем спускают насосно-компрессорные трубы до интервала перфорации, в которые последовательно закачивают следующие, предварительно подготовленные, жидкости и растворы: 0,5-5,0%-ной концентрации водного раствора реагента гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве, примерно, 3-15 м³ на каждый метр изоляции водоносной части; нефтепродукт с добавкой порошкообразного магния исходя из степени неоднородного пласта, примерно 0,3-1,5 т, а объем нефтепродукта выбирают исходя из разности необходимого полного объема изоляционных растворов и объема других технологических жидкостей; 0,01-0,10 м³ эмульгатора на 1 м перфорационного интервала; 1-3 м³ пресной воды на 1 м интервала перфорации; гипан из расчета 0,5-1,0 м³ на 1 м толщины водоносной части пласта; вторую порцию пресной воды в количестве 0,5-1,0 м³; водный раствор хлористого кальция в зависимости от степени насыщения и объема гипана; продавочную жидкость в объеме внутреннего пространства НКТ. После дохода водного раствора гидрофобизатора ИВВ-1 до нижнего конца НКТ и заполнения внутреннего пространства обсадной колонны напротив пласта на устье закрывают затрубное пространство и выше перечисленные растворы продавливают в водоносную часть пласта. Полный объем изоляционных растворов подбирают из расчета заполнения ими порового пространства водоносной части пласта на удаление от скважины, превышающее зону воздействия фильтрата бурового и цементного растворов на нефтенасыщенную часть в процессе первичного вскрытия и цементирования, а также дополнительного удаления в глубь пласта, которое произойдет при обработке нефтенасыщенной части после ее перфорации, плюс определенный запас, учитывающий неравномерность продвижения жидкостей в поровом пространстве и др. Дополнительное удаление фильтратов при перфорации определяют расчетным путем исходя из запланированного объема раствора для обработки нефтенасыщенной части, ее мощности и пористости.

Допустим мощность нефтенасыщенной части пласта составляет 5 м, мощность водоносной части 2 м, усредненный коэффициент пористости пласта 0,15. По данным ГИС зона проникновения фильтрата бурового раствора в нефтеносной части пласта распространяется на удаление до 7 м от ствола скважины. Планируемый для продавки в нефтеносную часть пласта и ее обработки объем жидкости равен 15 м³. Тогда радиус зоны проникновения фильтрата бурового раствора в нефтеносной части увеличится до ^{= 7,45 м}. Поэтому в водоносную часть пласта необходимо продавить следующий минимальный объем изоляционных растворов в сумме 3,14 7,45² 2 0,15=52,3 м³. С учетом небольшого запаса можно взять 60 м³. Конечно, для повышения успешности работ желательно двухкратное превышение расчетного объема, т. е. подготовить для продавки 105-120 м³ суммарного объема изоляционных растворов, в этом случае дальность распространения изоляционного экрана от ствола скважины составит, примерно, 10 м, а коэффициент запаса удаленности, примерно, 1,25. Как видим, даже для маломощных пластов возникает необходимость в больших объемных закачках изоляционных растворов, поэтому и предусматривается комплекс мер для успешного осуществления этой операции.

В процессе продавки в водоносную часть пласта водный раствор гидрофобизатора ИВВ-1 легко вытесняет минерализованную подошвенную воду, гидрофобизирует поровое пространство и повышает ее фазовую проницаемость для углеводородной жидкости, что подтверждают лабораторные исследования, проведенные на модели пласта из насыпного кварцевого песка. Предварительно отмытый, обезжиренный, нейтрализованный и высушенный песок фракции 0,315-0,630 мм засыпали в делительную воронку с внутренним диаметром 46 мм. Высота песчаного керна составила 180 мм. Столбик песка смочили кипяченой водой и определили поровый объем, а затем и коэффициент проницаемости по воде при фильтрации под действием сил гравитации, который составил К_в1=50 мкм². Далее в делительную воронку залили керосин, но его фильтрация через предварительно смоченный водой песок не происходила, т.е. К_к1=0. Из делительной воронки удалили керосин и обработали песчаный керн водным раствором гидрофобизатора ИВВ-1 0,5%-ной концентрации в объеме порового пространства и вновь залили керосин. В этом случае керосин хорошо фильтровался и его коэффициент проницаемости составил К_к2= 7 мкм². Потом повторили несколько опытов с фильтрацией через столбик песка гидрофобизатора ИВВ-1 большей концентрации и замеряли коэффициент проницаемости нефтепродукта керосина. Данные представлены в таблице. Как видим, уже при концентрации гидрофобизатора ИВВ-1 в 5% проницаемость керосина становится близкой к проницаемости воды, что вполне достаточно.

Улучшению прокачиваемости нефтепродукта после водного раствора гидрофобизатора ИВВ-1 способствует и кратное снижение межфазного натяжения между последним и углеводородной жидкостью по сравнению с пресной водой. Данные замеров межфазного натяжения сталагмометром на границе с керосином также представлены в таблице.

Таким образом, нефтепродукт будет легко прокачиваться в глубь бывшей водоносной части пласта, порошкообразный же магний в большей степени заполнит наиболее проницаемые каналы и трещины в прискважинной зоне. Движущийся вслед за нефтепродуктом эмульгатор также адсорбируется в призабойной зоне порового пространства и, снижая межфазное натяжение на границе двух несмешивающих жидкостей (нефтепродукта и пресной воды), облегчает продавку в пласт пресной воды. Последняя по мере проникновения в глубь пласта частично отмывает порошкообразный магний и вступает в реакцию. Поскольку поровое пространство неоднородного пласта в призабойной зоне выравнялось порошкообразным магнием по проницаемости, то гипан равномерно по всей мощности бывшего водоносного участка проникает в поры пласта. Последующая продавка второй порции пресной воды способствует продолжению течения реакции гидролиза магния, а водного раствора хлористого кальция приводит практически к мгновенному ионотропному гелеобразованию и структурообразованию гипана.

По окончании продавки открывают затрубное пространство устья скважины, промывают ствол скважины. Затем НКТ приподнимают на несколько метров. Вновь закрывают затрубное пространство устья, повышают давление и оставляют скважину на несколько часов, в течение которых резиноподобная масса гипана не затвердеет и не превратится в камнеобразное вещество.

Одновременно происходит изменение смачиваемости гидрофильного порового пространства бывшей водоносной части на гидрофобную реагентом ИВВ-1 и нефтепродуктом, что подверждается экспериментальными исследованиями. Рассмотрим два других опыта, проведенных на модели пласта из насыпного кварцевого песка, аналогичных предыдущим опытам. Так, в одной из делительных воронок с песком, смоченным водой, исходная проницаемость по воде составила К_в1=54 мкм². Профильтровали через песок 1%-ный раствор гидрофобизитора ИВВ-1 в объеме порового пространства. После этого коэффициент проницаемости по воде составил К_в2=18 мкм², т.е. уменьшился в 3 раза. В другой же делительной воронке исходная проницаемость песчаного керна по воде составила К_в1=55 мкм². Но в этом случае через песок профильтровали 1%-ный водный раствор гидрофобизатора ИВВ-1 в объеме порового пространства и поровый объем керосина. После чего профильтровали воду, для которой коэффициент проницаемости уже составил К_в2=12 мкм², т.е. в этом случае произошло снижение, примерно, в 4,5 раза.

Ввиду продавки в пласт между нефтепродуктом и пресной водой эмульгатора в поровом пространстве не прореагировавшая с порошкообразным магнием первая порция пресной воды будет частично заэмульгирована. Значит закаченный нефтепродукт окажется заблокирован гидрофобизированной водой в прифронтовой зоне и эмульсией с пресной водой в тыльной, поэтому вытеснение этой порции нефтепродукта подошвенными водами в процессе эксплуатации скважины будет дополнительно сдерживаться кратно усиленной величиной капиллярного давления.

После выдержки времени затрубное пространство открывают, в призабойную зону напротив продуктивного пласта закачивают перфорационную жидкость. Поднимают насосно-компрессорные трубы и перфорируют обсадную колонну напротив верхней нефтенасыщенной части пласта. Затем производят обработку призабойной зоны нефтенасосной части путем продавки в пласт гидрофобного или кислотного раствора (объемом, исходя из прежних условий, не более 15 м³). Производят замену скважинной жидкости на жидкость меньшей плотности, снижают ее уровень и вызывают приток нефти.

Поскольку в нефтяном пласте с подошвенной водой последняя удалена от ствола скважины, ухудшенная водным фильтратом бурового и цементного растворов призабойная зона нефтенасыщенной части пласта не имеет непосредственного контакта с подошвенной водой, поэтому маловероятно, чтобы возникла вертикальная фильтрация и прорыв воды в нефтеносную часть, а изоляционный экран непроницаем. В результате на начальном этапе скважина будет работать безводной нефтью. В дальнейшем, по мере уменьшения нефтенасыщенной толщи в процессе эксплуатации и всплытии нефтепродукта, все же произойдет частичный прорыв подошвенных вод к скважине. При свободном токе пластовых вод начнется расформировывание изоляционного экрана, но скорость ее расформирования будет существенно замедляться тем, что бывшая водоносная часть загидрофобизирована и фазовая проницаемость воды в ней будет существенно меньше. После расформирования зоны заполнения водным раствором гидрофобизатора ИВВ-1, нефтепродуктом и эмульсией, минеральные пластовые воды будут вступать в реакцию с наиболее удаленными от ствола скважины порциями гипана, с которым хлористый кальций в процессе продавки не прореагировал. Поэтому процесс расформирования будет идти параллельно с докреплением изоляционной зоны, что также несколько продлит срок ее работы.

Эффективность предлагаемого способа заканчивания нефтяных скважин заключается в существенном продлении сроков безводной эксплуатации скважины, затем периода с малой обводненностью продукции, что исключит проведение многочисленных ремонтно-изоляционных работ, позволит повысить процент успешности последующих селективных методов изоляции, а главное повысить добывные возможности скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против водоносной части пласта, спуск насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обсадной колонны, последовательную закачку через насосно-компрессорные трубы первой порции пресной воды, гипана, второй порции пресной воды и раствора хлористого кальция, последующую их продавку в водоносную часть пласта, подъем насосно-компрессорных труб и ожидание затвердевания жидкостей, закачанных в водоносную часть пласта, отличающийся тем, что перед закачкой жидкостей в водоносную часть пласта последовательно продавливают смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина 0,5 5,0%-ной концентрации гидрофобизатор ИВВ-1, нефтепродукт с добавкой порошкообразного магния и эмульгатор, при этом общее количество жидкостей, продавливаемых в водоносную часть пласта, принимают в объеме, превышающем объем порового пространства изолируемой зоны водоносной части пласта, и из расчета на протяженность зоны изоляции в радиальном направлении от скважины, превышающей зону воздействия на нефтенасыщенную часть пласта на предшествующих этапах.

РИСУНКИ

Рисунок 1