Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины

Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин с использованием безмуфтовой длинномерной трубы, заключающийся в заполнении горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью и последующей закачке водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта (патент РФ №2235873, опубл. 10.09.2004 г.).

Недостатком указанного способа является привлечение дополнительного оборудования, в частности безмуфтовой длинномерной трубы, увеличение числа спускоподъемных операций и времени осуществления мероприятия, сложность осуществления продавливания водоизолирующей композиции в интервал изоляции методом уходящей заливки, при котором скорость заполнения изолируемого интервала горизонтального ствола должна соответствовать скорости подъема безмуфтовой длинномерной трубы.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий заполнение участка горизонтального ствола скважины блокирующей жидкостью для создания профилактического фильтрационного слоя, последующую закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, разбуривание отвержденного раствора полимера и закачку кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя (патент РФ №2286448, опубл. 27.10.2006 г.).

Недостатком способа является сложность проведения ремонта и увеличение времени осуществления мероприятия ввиду необходимости разбуривания отвержденного раствора полимера и закачки кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент РФ №2363841, опубл. 10.08.2009 г.).

Сущность указанного способа заключается в том, что в способе поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку полимера в каждый интервал, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на период структурообразования полимера после обработки каждого интервала, перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают водой в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

Указанный способ недостаточно эффективен вследствие применения необоснованного объема раствора полимера, что может привести к недостаточной изоляции водопритока (незначительному снижению дебита воды или отсутствию такового) или, наоборот, избыточной изоляции, когда наряду с ограничением воды в добываемой продукции происходит значительное снижение дебита нефти. Недостатком также является необходимость применения деструктора полимера для вынужденной декольматации пласта по причине закачки в него необоснованного объема раствора полимера, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонта и снижает технологичность способа.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины за счет увеличения точности определения объема раствора полимера и подбора закачиваемого раствора полимера с наиболее подходящими в данном конкретном случае свойствами, а также в повышении технологичности способа за счет упрощения технологии и снижения времени ремонта скважины.

Технический результат - повышение эффективности изоляции и ограничения водопритока в горизонтальные скважины за счет формирования в интервале водопритока устойчивого полимерного экрана и, наоборот, неустойчивого - в продуктивном интервале (как следствие подбора раствора полимера с наиболее подходящими свойствами и расчета объема раствора полимера). Соответственно, по предлагаемому способу нет необходимости применять деструктор полимера, что сокращает продолжительность и стоимость ремонта и повышает его технологичность.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку и продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока, проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков, причем вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта, затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, и закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Кроме того, при необходимости перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

В качестве полимерного состава может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: полиакриламид 0,5-2,5, вода 97-99,45, сшивающий агент ацетат хрома 0,05-0,5.

В качестве временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, может применяться, например, эмульсия обратного типа, содержащая, об.ч.: нефть 25-45, гидрофобизатор АБР 4-5, вода 50-70.

Результаты лабораторных исследований, необходимые для расчета объема раствора полимера и подбора его свойств, могут быть получены путем проведения лабораторного исследования раствора полимера непосредственно перед проведением работ по изоляции и ограничению водопритоков в горизонтальные скважины или из литературных источников (Никишов Вячеслав Иванович. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца на примере месторождений Западной Сибири: диссертация кандидата технических наук; Уфа, 2010. - 177 с.: ил.; Тяпов Олег Анатольевич. Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 / Тяпов Олег Анатольевич; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов]. - Уфа, 2010. - 162 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/1744; Нигматуллин Т.Э., Борисов И.М., Корнилов А.В., Политов М.Е., Телин А.Г. Лабораторное тестирование материалов для ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2012. - №2. - С.12-15).

Принципиальным отличием предлагаемого способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины является оптимальное с позиций достижения указанного технического результата проектирование дизайна изоляции и ограничения водопритоков в результате выбора раствора полимера и его объема по результатам вычислительных экспериментов, основанных на математической модели процесса ограничения и изоляции водопритока.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. В скважине проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока.

2. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, рассчитывая для разных растворов полимера и объемов раствора полимера прирост дебита нефти и сокращение обводненности после обработки, выбирают тот раствор полимера и тот его объем, который позволяет получить наибольший прирост дебита нефти и наибольшее сокращение дебита воды после обработки.

3. В скважину через колонну НКТ закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают. Полимер заполняет ствол скважины и фильтруется в пласт, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера.

4. Осуществляют продавку в пласт раствора полимера водой. Скважину очищают от остатков раствора полимера промывкой водой.

5. Проводят технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 24-72 часов.

При необходимости, например, когда интервал водопритока находится близко к интервалу набора кривизны (пятке) горизонтального ствола, предварительно перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

Вычислительные эксперименты, позволяющие рассчитать дебит нефти и обводненность после проведения ремонта скважины с использованием определенного раствора полимера в определенном объеме, осуществляют, например, путем проведения следующих операций:

1. Вязкость раствора полимера на основании лабораторных исследований представляют в виде функции времени, например в виде:

μ ( t ) = μ 0 e b t ,                               ( 1 )

где

t - время,

µ(t) - вязкость раствора полимера в момент времени t,

µ₀ - начальная вязкость раствора полимера или вязкость в момент времени t=0,

b - скорость возрастания вязкости раствора полимера со временем.

2. В случае зональной неоднородности пластов по стволу скважины определяют средневзвешенные параметры нефте- и водонасыщенной зон:

m 1 = 1 l 1 ∑ i = 1 n 1 l 1 i m 1 i ,   m 2 = 1 l 2 ∑ i = 1 n 2 l 2 i m 2 i ,                       ( 2 )

k 1 = 1 l 1 ∑ i = 1 n 1 l 1 i k 1 i ,   k 2 = 1 l 2 ∑ i = 1 n 2 l 2 i k 2 i ,                       ( 3 )

l 1,2 = ∑ i = 1 n 1,2 l 1,2 i ,

где

m₁ - средневзвешенная пористость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

l₁ - суммарная протяженность нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

n₁ - количество нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

i - порядковый номер нефте- или водонасыщенной зоны в пласте,

l_1i - протяженность i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m_1i - пористость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m₂ - средневзвешенная пористость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

l₂ - суммарная протяженность водонасыщенных зон продуктивного пласта,

n₂ - количество водонасыщенных зон продуктивного пласта,

l_2i - протяженность i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

m_2i - пористость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k₁ - средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k_1i - проницаемость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k₂ - средневзвешенная проницаемость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k_2i - проницаемость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

3. Определяют длину большой полуоси эллипса дренирования:

где

a - длина большой полуоси эллипса дренирования,

L - протяженность горизонтального ствола горизонтальной скважины (ГС),

R_k - радиус контура питания.

4. Определяют радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте:

где

R* - радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте.

5. По параметрам работы скважины до резкого обводнения определяют псевдоскин-фактор S*, учитывающий загрязнение призабойной области ГС, несимметричность расположения, а также наклон к горизонту:

где

S* - псевдоскин-фактор,

h₁ - толщина продуктивного пласта,

p ˜ k 1 - пластовое давление в продуктивном пласте до обводнения ГС,

p ˜ w - давление на забое до обводнения ГС,

μ ˜ o - вязкость нефти до обводнения ГС,

μ ˜ o - вязкость пластовой воды до обводнения ГС,

Q ˜ 1 - дебит жидкости из продуктивного пласта до обводнения скважины.

6. Определяют коэффициент пьезопроводности нефте- и водонасыщенной зон продуктивного пласта, занятых нефтью и водой соответственно:

χ 1 = k 1 μ o ( m 1 β o + β 1 ) ,                         ( 7 )

где

χ₁ - коэффициент пьезопроводности нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого нефтью,

χ₁ - коэффициент пьезопроводности водонасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого водой,

µ_o - вязкость нефти на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

µ_a - вязкость пластовой воды на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

β_o - коэффициент упругой сжимаемости нефти,

β_a - коэффициент упругой сжимаемости воды,

β₁ - коэффициент упругой сжимаемости нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

β₂ - коэффициент упругой сжимаемости водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

7. Определяют радиусы фронта раствора полимера в продуктивном пласте после закачивания раствора полимера, решив совместно систему уравнений:

∂ u ( x , t ) ∂ x = − 2 m 1 R w υ n ( x , t ) ,                           ( 8 )

∂ u ( x , t ) ∂ t + ∂ u ( x , t ) 2 ∂ x = − 1 ρ ∂ p ( x , t ) ∂ x + g cos ϕ − ( 1 − m 1 ) C w u ( x , t ) 2 R w ,         ( 9 )

d x T M ( t ) d t = u ( x T M , t )                       ( 10 )

с начальными и граничными условиями:

для закачивания с «пятки» горизонтального ствола

u ( x ,0 ) = 0,   p ( x ,0 ) = p k 1 ,   u ( x s , t ) = Q π R w 2 ,   u ( x f , t ) = 0,   x T M ( 0 ) = 0,   τ ( x s ) = 0,   ( 11.1 )

для закачивания с забоя горизонтального ствола

u ( x ,0 ) = 0,   p ( x ,0 ) = p k ,   u ( x s , t ) = Q π ( R w 2 − R o u t 2 ) ,   u ( x f , t ) = 0,   x T M ( 0 ) = 0,   τ ( x s ) = 0,   ( 11.2 )

где

x - координата точки, расстояние от входа ГС в пласт до данной точки,

u(x,t) - средняя по сечению ГС скорость потока при закачивании раствора полимера в точке с координатой x в момент времени t,

p(x,t) - давление в точке с координатой x по стволу ГС в момент времени t,

R_w - радиус горизонтального ствола ГС по долоту,

υ_n(x,t) - скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера,

g - напряженность поля тяжести,

φ - угол отклонения скважины от вертикали,

ρ - плотность раствора полимера при закачивании,

C_w=λ(Re)/4 - коэффициент пропорциональности между напряжением трения и динамическим давлением,

x_TM(t) - положение переднего фронта раствора полимера в горизонтальном стволе ГС при закачивании,

Q - постоянный расход раствора полимера при закачивании TM,

x_s - координата, с которой начинается закачивание состава в пласт,

x_f - координата по стволу скважины, до которой происходит движение фронта раствора полимера по стволу ГС (x_s≤x≤x_f),

p_k1 - давление на контуре питания в продуктивном пласте;

τ(x) - момент времени, в который фронт раствора полимера доходит в точку с координатой x,

R_out - внешний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ).

7.1. Координаты x_s и x_f начала и конца движения фронта по горизонтальному стволу ГС задают следующим образом:

7.1.1. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны координаты x_s и x_f задают согласно пп.7.1.1.1-7.1.1.3.

7.1.1.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования временно блокирующего состава (ВВС), то x_s≡0, x_f=L.

7.1.1.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то x_s≡0, а x_f совпадает с координатой контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.1.3. Если закачивание происходит в интервал между двумя пакерами, то x_s определяют положением ближайшего к адаптеру пакера, а x_f - дальнего.

7.1.2. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны переходят к системе координат, начало которой расположено в точке x_s и расположено со стороны забоя ГС, а ось абсцисс направлена в сторону интервала набора кривизны. Тогда координаты x_s и x_f задают согласно пп.7.1.2.1-7.1.2.3.

7.1.2.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат x_s=0, x_f=L.

7.1.2.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат x_s≡0, а x_f совпадает с координатой границы контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.2.3. Если закачивание раствора полимера происходит в интервал между двумя пакерами, то x_s определяют положением ближайшего к забою пакера, а x_f - дальнего.

7.2. При x≤x_TM(t) скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера определяют согласно выражениям:

υ n ( x , t ) = k 1 m 1 μ ( t ) p ( x , t ) − p k 1 [ R T M ( x , t ) − R w + μ o μ ( t ) ln R w 2 + 4 χ 1 t R T M ( x , t ) ] , x s ≤ x < x w l ,   x w r < x ≤ x f ,   ( 12 )

R T M ( x , t ) = R w 2 + 2 R w ∫ τ ( x ) t υ n ( x , t ) d t ,                           ( 14 )

где

R_TM(x,t) - радиус экрана из раствора полимера в точке пласта с координатой x в момент времени t,

x_wl - координата ближней к адаптеру границы водонасыщенной зоны,

x_wr - координата дальней от адаптера границы водонасыщенной зоны.

7.2.1. При закачивании раствора полимера в открытый ствол

Re = 2 ρ u ( x , t ) R w μ ( t ) ,                             ( 15 )

где

Re - число Рейнольдса,

7.2.1.1. в случае ламинарного течения (Re≤2300)

λ ( Re ) = 64 Re ,                                   ( 16 )

где

λ(Re) - коэффициент гидравлического сопротивления.

7.2.1.2. при турбулентных течениях (Re>2300)

λ ( Re ) = 0,3164 Re 4 .                                 ( 17 )

7.2.2. В случае заканчивания ГС центрированным (не цементированным) хвостовиком с заколонными пакерами

Re = 2 ρ u ( x , t ) R l i n μ ( t ) ,                             ( 18 )

где

R_lin - внутренний радиус хвостовика.

7.2.3. В случае заканчивания ГС центрированным хвостовиком без пакеров

Re = 2 ρ u ( x , t ) ( R w − R l o u t ) μ ( t ) ,                         ( 19 )

где

R_lout - внешний радиус хвостовика.

7.2.3.1. в случае ламинарного течения (Re≤2000)

λ ( Re ) = 1 − d 2 1 + d 2 + ( 1 − d 2 ) / ln d ⋅ 64 Re ,                   ( 20 )

где

d=R_lout/R_w.

7.2.3.2. при турбулентных течениях (Re>2000)

λ ( Re ) = ( 0,02 d + 0,98 ) ( 1 λ * − 0,27 d + 0,1 ) ,               ( 21 )

где λ^* вычисляется по формуле (17), считая, что число Рейнольдса определяют выражением (19).

7.2.4. В случае заканчивания ГС с обсаженным хвостовиком коэффициент гидравлического сопротивления и число Рейнольдса определяют по формулам (16), (17) и (18).

7.3. При x>x_TM(t) скорость истечения раствора полимера в пласт определяют выражением:

R ( x , t ) = R w 2 + 2 R w ∫ 0 t υ n ( x , t ) d t ,                           ( 24 )

а коэффициент гидравлического сопротивления λ(Re) определяется согласно пп.7.2.1-7.2.4.

7.4. На каждом временном шаге определяют следующие величины:

7.4.1. Время нахождения раствора полимера в гибкой насосно-комрессорной трубе (ГНКТ)

T A ˜ I ' E ^ O ' = π D i n 2 h A ˜ I ' E ^ O ' 4 Q ,                         ( 26 )

где

T A ˜ I ' E ^ O ' - время нахождения раствора полимера в ГНКТ,

D_in - внутренний диаметр ГНКТ,

h_ГНКТ - глубина спуска ГНКТ.

7.4.2. Средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ:

μ ¯ = − μ 0 b T A ˜ I ' E ^ O ' ( e − b T A ˜ I ' E ^ O ' − 1 ) ,                 ( 27 )

где

μ ¯ - средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ.

7.4.3. Число Рейнольдса при течении раствора полимера по ГНКТ:

Re = 4 ρ Q π μ ¯ D i n .                             ( 28 )

7.4.4. Коэффициент гидравлического трения при течении раствора полимера в ГНКТ

7.4.4.1. для ламинарного режима течения (Re≤2300)

λ = 64 Re ,                                 ( 29 )

7.4.4.2. для турбулентного режима течения (Re>2300)

λ = 0,0032 + 0,221 Re 0,237 ,                       ( 30 )

7.4.5. На каждом временном шаге давление на устье скважины определять согласно:

p w h ( t ) = p ( 0, t ) − ρ g h A ˜ I ' E ^ O ' + 8 h A ˜ I ' E ^ O ' λ ( Re ) ρ Q 2 π 2 D i n 5 ,       ( 31 )

где

p_wh(t) - давление на устье скважины в момент времени t при закачивании раствора полимера.

7.4.6. Определять закачанный в пласт объем раствора полимера на каждом шаге по времени по формуле:

V ( t ) = π [ m 1 ∫ x s x w l ( R T M 2 − R w 2 ) d x + m 2 ∫ x w l x w r ( R T M 2 − R w 2 ) d x + m 1 ∫ x w r x T M ( R T M 2 − R w 2 ) d x ] .       ( 32 )

7.5. Расчет закачивания раствора полимера прекращают в момент времени t₁, определяемый выполнением одного из следующих условий:

7.5.1. Закачан требуемый объем раствора полимера

V ( t 1 ) + π R w 2 x T M ( t 1 ) ≥ V T M   и л и   Q t 1 ≥ V T