Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин с одновременным снижением трудоемкости и продолжительности проведения водоизоляционных работ. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта ГРП включает заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт. При этом выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводненности. Определяют необходимый объем изолирующего состава V_общ. по формуле V_общ.= V₁+V_общ.тр., где V₁ - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины, V_общ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства. Объем V_общ.тр. рассчитывают по формуле V_общ.тр.=V_пр.⋅h₃/h₁, где V_пр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м³, h₁ - мощность нефтяного пласта, м, h₃ - мощность водоносной части пласта, м. Заливают изолирующий состав объема V_общ. в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта. В качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду. Причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к зоне перфорации конуса обводненности.

Из уровня техники известны различные способы проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них являются трудоемкими.

При длительной стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную часть залежи появляется конус обводненности. Первоначально к стволу скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнет подниматься по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча нефти из нее прекращается.

Достичь этого можно с помощью закачки через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора подвижного вязкоупругого экрана (Стуканогов Ю.А., Коган Е.С., Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей, Газовая промышленность, 1987, № 5, стр. 58-61).

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора (Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин, А.Д. Амиров и др., М.: Недра, 1979, стр. 238-241).

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.

Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора (патент RU 2127807, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/13, опубл. 20.03.1999).

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.

Известны способы разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU 2509885, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.03.2014), способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.

Известен способ (патент RU 2586120, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/138, опубл. 10.06.2016), содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению.

Недостатком способа является то, что он требует проведения вскрытие пласта, что усложняет его, кроме того в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины (патент RU 2326229, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2008), включающий закачку водоизоляционного материала в скважину с предварительным определением объема водоизоляционного материала и продавку его в пласт (водоносную часть трещинного пространства), водоизоляционный материал размещают в кольцевом пространстве призабойной зоны скважины, ограниченного эквипотенциалями.

Недостатком этого способа является сложность определения объема водоизоляционного материала.

На эффективность эксплуатации нефтяных скважин, с наличием водонефтяного контакта, в трещинах гидравлического разрыва пласта (ГРП) существенное влияние оказывает конус водообразования, в результате которого скважина значительно обводняется. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В настоящее время имеется потребность повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водой.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.

Поставленная задача решается с помощью способа изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта (ГРП) включающего заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, при этом выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводненности, определяют необходимый объем изолирующего состава V_общ. по формуле

V_общ.=V₁+V_общ.тр.,

где V₁ - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,

V_общ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства,

V_общ.тр. - рассчитывают по формуле

V_общ.тр.=V_пр⋅h₃/h₁,

где V_пр - объем пропанта, закачанного при ГРП, м³,

h₁ - мощность нефтяного пласта, м,

h₃ - мощность водоносной части пласта, м,

затем готовят раствор изолирующего состава с объемом V_общ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.

Предпочтительно гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см².

Раскрытие изобретения.

Предварительные этапы работ для реализации предлагаемого изобретения.

1. По рабочим делам скважин на месторождении выбираются наиболее подходящие скважины для проведения водоизоляционных работ, те которые имеют трещины.

В трещину при гидравлическом разрыве пласта закачивают расклинивающий агент (пропант) для предотвращения смыкания трещины и обеспечения, таким образом, улучшенного извлечения добываемых текучих сред, таких как нефть, газ или вода.

Пропант поддерживает расстояние между стенками трещины, создавая в пласте проницаемые каналы.

Выбор скважин производится по следующим параметрам:

- стратиграфия скважины;

- конструкция скважины;

- история эксплуатации скважины.

2. Стратиграфия скважины.

На данном этапе оценивается состав нефтеносного коллектора. По данным геофизических материалов изучается глубина залегаемого коллектора (глубина подошвы и кровли пласта), далее определяется мощность пласта. По данным инклинометрии определяем кривизну ствола и далее мощность пласта по стволу скважины. Так же определяем степень однородности нефтяного пласта и наличие в нем непроницаемых пропластков. Далее определяется уровень пластового давления.

На фиг. 1 показано схематично расположение скважины в нефтяном пласте,

где:

h₁ - мощность нефтяного пласта;

h₂ - мощность нефтенасыщеного интервала;

h₃ - мощность водоносной части пласта;

h₄ - интервал перфорации;

3. Конструкция скважины.

Определяется глубина забоя скважины, диаметр обсадных колонн и интервала перфорации. Эти показатели необходимы в дальнейшем для проведения расчетов, при определении объемов изолирующего состава и продавочной жидкости.

Глубина забоя скважины используется для определения объема скважины V1 от нижнего края перфорации до забоя скважины.

4. История эксплуатации.

В истории эксплуатации по рабочим делам скважин определяем объем извлеченной нефти, для определения процента извлеченной нефти от дренированных запасов. Далее изучается график обводненности скважин. По графику обводненности определяется способ обводнения.

В процессе эксплуатации скважин на максимальных режимах в призабойной зоне пласта, на уровне водонефтяного контакта (ВНК), появляется зона повышенной разряженности, что способствует подтягиванию к зоне перфорации пластовой воды. За счет значительно меньшей вязкости вода перекрывает всю зону перфорации и скважина в дальнейшем подает на устье исключительно пластовую воду.

Наибольшая зона разряженности находится в непосредственной близости от ствола скважины. По мере удаления от ствола уровень разряжения ослабевает.

Величина разряженности прямо пропорциональна величине депрессии и обратно пропорциональна расстоянию от призабойной зоны.

На фиг. 2 показано изменение величины разряженности на расстоянии от призабойной зоны, где:

1 - уровень ВНК;

2 - интервал перфорации;

3 - зона наибольшего разряжения;

4 - зона умеренного разряжения;

5 - зона слабого разряжения;

6 - зона не подвергающаяся разряжению;

7 - кровля нефтяного пласта.

8 процессе работы скважины зона наибольшего разряжения увеличивается, что приводит к увеличению конуса обводненности, а как следствие и увеличение зоны перекрытия интервала перфорации водой.

В межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается практически на начальном уровне.

На фиг. 3 показан вид сверху на ствол скважины, условные трещины и направление движения жидкости, где:

8 - ствол скважины;

9 - условная трещина;

10 - направление движения жидкости;

11 - край трещины.

Суть предлагаемого способа заключается в следующем: объем трещин от подошвы 17 и до уровня ВНК 1 заполняем изолирующим составом - например, утяжеленным полимерным раствором. В качестве изолирующего состава используют любые известные из уровня техники составы, возможно применение в составе дополнительных добавок, улучшающих продавливание изолирующего состава через перфорационные отверстия интервала перфорации 2 в скважине. В пластовых условиях раствор полимера в статическом положении, под воздействием повышенной температуры, приобретает ярко выраженные вязко-тягучие свойства и создает препятствие на пути пластовой воды.

Нефть, поскольку находится выше уровня ВНК 1, имеет возможность беспрепятственного доступа к зоне перфорации скважины.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом:

1. Из всего фонда скважин выбираем наиболее подходящую скважину. Скважина должна иметь обводненность исключительно за счет образования конуса обводненности.

2. Изучаем литологию скважины, определяем состав пласта, наличие однородности пласта или наличие в нем пропластков, определяем остаточное пластовое давление. Так же определяем вязкость нефти и ее состав. Определяем состав пластовой воды, плотность.

3. Рассчитываем объем водно-полимерного раствора V_общ., необходимого для закачки в скважину, который включает объем V₁ скважины от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и объем водоносной части трещинного пространства V_тр., который равен объему раствора пропанта V_пр., закачанного в водоносную часть трещинного пространства при гидравлическом разрыве пласта.

На фиг. 4 показана подготовка скважины к реализации способа изоляции воды.

1 - уровень ВНК;

2 - интервал перфорации;

8 - ствол скважины;

11 - край трещины;

12 - забой скважины;

13 - пластовая вода;

14 - воронка;

15 - нижний край интервала перфорации;

16 - башмак воронки;

17 - подошва водоносной части пласта (основание трещины ГРП).

Соотношение мощности нефтяного пласта h₁ и мощности водоносной части пласта h₃, показанное на фиг. 1 используем для определения объема изолирующего состава для вытеснения пластовой воды, так как в межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается на начальном уровне.

Определяем общий объем трещенного пространства (V_общ.тр.) по объему закачанного пропанта V_пp. при ГРП. При 100% высоте трещин V_общ.тр. так же равен 100%. Процент h₃ от h₁ равен соотношению V_общ.тр. к V_пp.. Следовательно процент водоносной части трещинного пространства равен проценту объема от объема закачанного пропанта.

Используя этот простой расчет, произведенный по данным скважины, находим объем V_общ.тр. изолирующего состава, который требуется закачать в основание трещины ГРП в призабойной зоне пласта. Известны расчеты размеров трещин ГРП, но все они достаточно сложны.

4. По мере вычисления требуемого объема, например, водо-полимерного раствора определяем химический состав пластовой воды и с учетом данных, а так же пластовых условий подбираем необходимый изолирующий состав, например полимер, который будет соответствовать необходимым характеристикам. Плотность раствора рассчитываем по формуле Дарси-Вейсбаха.

5. Далее рассчитываем плотность водо-полимерного раствора. За основу берем остаточное пластовое давление. Для успешной закачки раствора на забой скважины необходимо создать гидростатическое давление столба жидкости, превышающее остаточное пластовое не более чем на 5-10 кгс/см³.

Подготовка скважины.

Непосредственно перед закачиванием водо-полимерного раствора поднимаем из ствола скважины все подвесное оборудование. После этого в скважину спускается воронка 14. Башмак воронки 16 должен располагаться на уровне нижней части зоны перфорации 15.

Для расчета объема водо-полимерного раствора (изолирующего состава) необходимо учитывать объем скважины V₁ от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и общий объем раствора V_общ.=V_общ.тр.+V₁.

Изолирующий состав с объемом V₁ остается в забое скважины или откачивается на конечном этапе откачивания после продавочной жидкости.

После подготовки необходимого объема раствора изолирующего состава и продавочной жидкости производим закачивание последовательно раствор - продавочная жидкость. В качестве продавочной жидкости можно использовать воду с соответствующей плотностью.

В случае необходимости у продавочной жидкости повышают плотность известными способами.

Режим закачивания раствора в скважину рассчитывается для каждой скважины индивидуально. Он должен обеспечивать постепенное, без скачков давления, поступление изолирующего состава - водо-полимерного раствора на забой скважины 12 с последующим перетоком в трещинное пространство V_{общ.тр..}

Пластовая вода постепенно вытесняется в ствол скважины, смешивается с продавочной жидкостью.

После окончания ввода водно-полимерного раствора и продавочной жидкости скважина должна выстояться для приобретения раствором необходимого состояния. Время ожидания определяется в зависимости от выбранного полимера. Во время ожидания в скважину опускается навесное оборудование. После запуска погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) начинается откачивание жидкости, на начальном этапе будет откачиваться продавочная жидкость, затем пластовая вода вместе с продавочной жидкостью и начинает подтягиваться к скважине нефть.

Пример расчета объема полимерного раствора для вытеснения пластовой воды.

Используем вертикальную скважину с проведенным ГРП, которая имеет следующие исходные данные:

1) кровля 7 нефтеносного пласта 2990 м;

2) подошва водоносной части 17 нефтеносного пласта 3000 м;

3) объем закачанного пропанта при ГРП 150 м³;

4) водонефтяной контакт 1 на уровне 2997 м;

5) диаметр эксплуатационной колонны 140 мм;

6) пластовое давление 350 атм.

1. Определяем объем раствора для вытеснения пластовой воды - V_общ.тр..

Мощность нефтяного пласта h₁ равна 10 м, водоносный участок 3 м. Определяем процент водоносного участка от общей мощности пласта:

10 м - 100%

3 м - х

Следовательно × =30%. Необходимо приготовить 30% от объема закачанного пропанта.

(150 м³×30%)/ 100=45 м³

Таким образом V_общ.тр. составляет 45 м³, такой объем изолирующего раствора продавливается через отверстия перфорации скважины в основание трещины.

2. Определение плотности изолирующего раствора и продавочной жидкости с учетом избыточного гидростатического столба жидкости.

Р=ρ⋅g⋅h, где:

ρ - плотность (кг/м³);

g - ускорение свободного падения (9,8 м/с²);

h - высота столба жидкости (м).

Из формулы определения давления гидростатического столба жидкости выводим формулу определения плотности раствора:

ρ=P/(g⋅h)

Если пластовое давление равно 350 атм., принимаем для расчета давление превышающее пластовое на 10 атм., т.е. 360 атм.

Для расчета переводим давление в Паскали (360 атм. = 35303940 Па):

ρ=35303940/(9,8⋅3000) м=1,2 кг/м³ - изолирующего раствора и продавочной жидкости.

Используя известные приемы приготовления растворов изолирующего состава, готовят их с плотностью не менее 1,2 кг.

Известны формулы для определения размеров трещин при ГРП, но все они отличаются сложностью.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.

1. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта ГРП, включающий заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, отличающийся тем, что выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводнености, определяют необходимый объем изолирующего состава V_общ. по формуле

V_общ.= V₁+ V_общ.тр.,

где V₁ - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,

V_общ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства,

V_общ.тр. рассчитывают по формуле

V_общ.тр.=V_пр.⋅h₃/h₁,

где V_пр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м³,

h₁ - мощность нефтяного пласта, м,

h₃ - мощность водоносной части пласта, м,

затем готовят раствор изолирующего состава с объемом V_общ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см².