Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину

Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера (патент РФ № 2386795, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.04.2010 г.).

Недостатком известного способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водоносную часть пласта. Производительность скважины снижается. Кроме того, образующаяся в пласте нефтяная эмульсия нестойка и легко вытесняется потоком воды к скважине. Эффективность водоизоляционных работ остается невысокой. Все это приводит к повышению обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину. Способ включает перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону (патент РФ № 2451165, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.05.2012 г. – прототип).

Недостатком известного способа является то, что в нем применяются в качестве изолирующего материала растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые растворяются только при высоких температурах и в растворителях, которые нецелесообразно применять на скважине – циклогексан, бензол, четыреххлористый углерод, трихлорэтан при 70^оС, ксилол при 75^оС и т.д. Применение раствора алкилированной серной кислоты также является недостатком способа, так как она является тяжелой жидкостью, с плотностью выше плотности пластовой воды и нефти, из-за чего она не может располагаться в зоне водонефтяного контакта, а уходит вниз, в связи с этим не происходят подтягивания в зону водонефтяного контакта (ВНК) и изоляция водопритока неосуществима.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам.

Задача решается тем, что в способе ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину, включающем перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны, создание высокопроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем подачи в нее водоизолирующего материала, предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщение интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны установкой пакера, в эксплуатационной колонне спуск дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере, частичное заполнение дополнительной колонны НКТ изолирующим материалом, согласно изобретению в качестве водоизолирующего материала используют 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте, после закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе, причем при плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе, закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку, высоту столба технологической жидкости определяют по формуле

h₁= QUOTE ,

где h₁ – высота столба технологической жидкости, м;

Pпл - давление в водоносной части пласта, Па;

Н - расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте, м;

ρ_{1 -} плотность технологической жидкости, кг/м³;

ρ₂ - плотность раствора парафина в дизельном топливе, кг/м³.

Сущность изобретения

На эффективность ограничения водопритока в добывающие скважины оказывают влияние состав и свойства водоизолирующего материала, а также технология его закачки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно снижать водоприток к добывающим скважинам. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 приведена схема осуществления способа. Обозначения: 1-привод штангового насоса; 2 – двухканальная устьевая арматура; 3 – контейнер-цистерна; 4 – эксплуатационная обсадная колонна 168 мм; 5 – дополнительная колонна НКТ; 6 – пакер; 7 – водоносная зона; 8 – продуктивная зона; 9 – параллельный двухканальный якорь; 10 – насос вставной; 11 – штанги; 12 - короткая колонна НКТ, 13 - вентиль для подачи раствора парафина в дизельном топливе, 14 - вентиль для подачи технологической жидкости.

Способ реализуют следующим образом.

Перфорируют эксплуатационную колонну (э/к) против продуктивной зоны 8 (фиг. 1). Дополнительно перфорируют верхнюю часть водоносной зоны 7, определяют пластовое давление в продуктивной и водоносной зонах, для разобщения интервала перфорации между ними устанавливают пакер 6. Спускают короткую колонну НКТ со вставным глубинным насосом 10 и дополнительную колонну НКТ 5 до герметичной фиксации в нижней части пакера. Дополнительную колонну снабжают вентилем 13 для последующей подачи водоизолирующего материала и вентилем 14 для подачи технологической жидкости. Заполняют колонну НКТ водоизолирующим материалом и технологической жидкостью для уравновешивания пластового давления в водоносном пласте (на фиг. 1 не показано). Вызывают приток пластовых флюидов и осуществляют добычу продукции по короткой колонне НКТ из скважины при депрессии на продуктивную зону, созданную работой вставного насоса 10. При депрессии на водонефтяной пласт с подошвенной водой в его водоносной зоне снижается пластовое давление и инициируется движение пластовой воды в интервал перфорации продуктивной зоны вследствие конусообразования за счет непосредственного контакта изолирующего материала, находящегося сверху пластовой воды, так как его удельный вес меньше плотности пластовой воды. За счет непосредственного контакта раствора парафина в дизельном топливе через интервал перфорации водоносной зоны происходит его втягивание в каналы и происходит контактирование с нефтью. При взаимодействии с нефтью осаждается парафин и асфальтеновые вещества, вследствие чего образуется водоизолирующий экран.

В качестве изолирующего материала можно использовать растворы парафина в растворителе парафина или других доступных технологичных и экологически безопасных растворителях, в которых парафин легко и технологично растворяется при температуре 20-25 ^оС.

Реагенты, применяемые в предложении:

- парафин по ГОСТ 23683-89;

- дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005;

- пластовая вода плотностью от 1000 до 1180 кг/м³.

Сущность способа заключается в перфорировании эксплуатационной колонны против продуктовой зоны и закачке водоизолирующего материала в верхнюю часть водоносной зоны с созданием там водоизолирующего экрана. Предварительно устанавливают пакер для разобщения интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны. В эксплуатационную колонну спускают дополнительную колонну НКТ до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, частично заполняют дополнительную колонну НКТ изолирующим материалом. В качестве водоизолирующего материала используют 10-15 %-ный раствор парафина в дизельном топливе, причем плотность раствора парафина должна быть меньше плотности воды в водоносном пласте.

После закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивается технологическая жидкость на водной основе с такой плотностью и в таком объеме, чтобы вес столба раствора парафина в дизельном топливе и вес технологической жидкости уравновешивал пластовое давление в водоносном пласте. Условие равновесия можно записать следующим уравнением:

πr²h₁ρ₁+πr²h₂ρ₂=Pпл∙πr² или h₁ρ₁+h₂ρ₂=Pпл, (1)

где h₁ – высота столба технологической жидкости;

h₂ – высота столба раствора парафина в дизельном топливе;

ρ_{1 -} плотность технологической жидкости;

ρ₂ - плотность раствора парафина в дизельном топливе;

Pпл - давление в водоносной части пласта.

Выразим h₂ через H, тогда

h₂=Н-h₁, (2)

где Н - расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте. Тогда уравнение (1) запишется в следующем виде:

h₁ρ₁+(Н-h₁)ρ₂=Pпл или h₁= QUOTE (3)

Водоизолирующие свойства предлагаемого в способе водоизолирующего материала изучались на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. По результатам модельных испытаний рассчитывают коэффициент изоляции Y, который характеризует степень снижения проницаемости модели, по формуле Y= QUOTE ∙100 %,

где К₁ – проницаемость модели до изоляции,

К₂ - проницаемость модели после изоляции.

Из представленных в табл. 1 результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного способа через 24 ч и 6 мес составил 96-100 % и 90-95 % соответственно, что доказывает его качественную изолирующую способность, а оптимальным для изоляции является 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе.

Водоизолирующий эффект при этом достигается за счет осаждения парафина в зоне водонефтяного контакта (ВНК). При концентрации парафина в дизельном топливе менее 10% коэффициент изоляции уменьшается. При концентрации парафина в дизельном топливе 15 % получается насыщенный раствор, более 15% парафин не растворяется.

Пример практического применения.

Предлагаемый способ реализован на добывающей скважине с текущим забоем на глубине 1800 м с э/к диаметром 168 мм. Установлено, что в интервале 1750-1755 м находится нефтенасыщенная зона, а в интервале 1759-1765 - водоносная зона. Глубинным манометром определено гидростатическое давление столба жидкости в этих интервалах, равное 20,13 МПа и 20,23 МПа соответственно при плотности скважинной жидкости 1150 кг/м³.

В э/к на глубине 1758 м установлен пакер, спущена колонна лифтовых труб диаметром 73 мм со вставным насосом, прием которого расположен на глубине 1290 м. В э/к спущена дополнительная колонна труб диаметром 30 мм, нижняя часть которой оснащена дополнительными манжетами, герметично зафиксированными в пакере. В дополнительную колонну труб закачивали 3 м³ раствора парафина в дизельном топливе, затем через разделительную пробку закачивали технологическую жидкость плотностью 1180 кг/м³ в количестве 3,9 м³. Объемы жидкостей рассчитаны по вышеприведенным формулам (1, 2, 3). Дополнительная колонна труб связана напорным трубопроводом с емкостью, заполненной технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м³ (например, пластовой девонской водой). Скважина введена в эксплуатацию с установившимся дебитом нефти 15 т/сут. Через трое суток при депрессии на продуктивную зону 7,32 МПа в емкости в течение 14 ч отмечено снижение уровня технологической жидкости. Количество технологической жидкости уменьшилось на 0,5 м³, а в водоносную зону через перфорированные отверстия втянуто 0,5 м³ раствора парафина в дизельном топливе. Через 70 сут отмечено повторное снижение уровня технологической жидкости в емкости, которое продолжалось в течение 5 ч, при этом установлено, что в водоносную зону через перфорационные отверстия втянуто 0,165 м³ раствора парафина в дизельном топливе. Замер содержания воды в продукции скважины показал отсутствие следов воды в нефти. После этого скважина продолжала работать в режиме безводной добычи нефти до планового подземного ремонта в течение 932 сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности ограничения водопритока к добывающим скважинам.

Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину, включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны, создание высокопроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем подачи в нее водоизолирующего материала, предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщение интервала перфорации продуктивной и водоносной зоны установкой пакера, в эксплуатационной колонне спуск дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере, частичное заполнение дополнительной колонны НКТ изолирующим материалом, отличающийся тем, что в качестве водоизолирующего материала используют 10-15 %-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте, после закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе, причем при плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку, высоту столба технологической жидкости определяют по формуле

h₁= QUOTE ,

где h₁ – высота столба технологической жидкости, м;

Pпл - давление в водоносной части пласта, Па;

Н - расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте, м;

ρ₁ - плотность технологической жидкости, кг/м³;

ρ₂ - плотность раствора парафина в дизельном топливе, кг/м³.