Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
METHOD FOR WATER ISOLATION IN THE BOTTOM-HOLE ZONE OF THE PRODUCTION WELL

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.
общ.
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 по формуле
общ.
1
общ.тр.
V=V+V,
1
где V - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,
общ.тр.
V - объем водоносной части трещинного пространства,
общ.тр.
V - рассчитывают по формуле
общ.тр.
пр
3
1
V=V⋅h/h,
пр
3
где V - объем пропанта, закачанного при ГРП, м,
1
h - мощность нефтяного пласта, м,
3
h - мощность водоносной части пласта, м,
общ.
затем готовят раствор изолирующего состава с объемом V 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
Предпочтительно гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см.
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:
1
h - мощность нефтяного пласта;
2
h - мощность нефтенасыщеного интервала;
3
h - мощность водоносной части пласта;
4
h - 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.
общ.
1
тр.
пр.
3. Рассчитываем объем водно-полимерного раствора V, необходимого для закачки в скважину, который включает объем V скважины от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и объем водоносной части трещинного пространства V, который равен объему раствора пропанта V, 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).
1
3
Соотношение мощности нефтяного пласта h и мощности водоносной части пласта h, 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.
общ.тр.
пp.
общ.тр.
3
1
общ.тр.
пp.
Определяем общий объем трещенного пространства (V) по объему закачанного пропанта V при ГРП. При 100% высоте трещин V так же равен 100%. Процент h от h равен соотношению V к V. Следовательно процент водоносной части трещинного пространства равен проценту объема от объема закачанного пропанта.
общ.тр.
Используя этот простой расчет, произведенный по данным скважины, находим объем V 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.
3
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/см.
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.
1
общ.
общ.тр.
1
Для расчета объема водо-полимерного раствора (изолирующего состава) необходимо учитывать объем скважины V от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и общий объем раствора V=V+V.
1
Изолирующий состав с объемом V 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.
общ.тр..
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
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
3) объем закачанного пропанта при ГРП 150 м;
4) водонефтяной контакт 1 на уровне 2997 м;
5) диаметр эксплуатационной колонны 140 мм;
6) пластовое давление 350 атм.
общ.тр.
1. Определяем объем раствора для вытеснения пластовой воды - V.
1
Мощность нефтяного пласта h 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.
3
3
(150 м×30%)/ 100=45 м
общ.тр.
3
Таким образом V составляет 45 м, 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:
3
ρ - плотность (кг/м);
2
g - ускорение свободного падения (9,8 м/с);
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):
3
ρ=35303940/(9,8⋅3000) м=1,2 кг/м - 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.