Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты)
METHOD FOR INTENSIFYING THE PRODUCTION OF RESERVOIR PRODUCTS WITH BOTTOM WATER (OPTIONS)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой.
Известно устройство для добычи тяжелой вязкой нефти (патент RU № 2305761, МПК 43/24, опубл. 10.09.2007, Бюл. № 25), содержащее эксплуатационную колонну с рабочими отверстиями и трубопровод, причем в скважине с верхним, нижним нефтеносными пластами и пропластком с подвижной водой трубопровод расположен внутри эксплуатационной колонны и оснащен прямым клапаном, верхним и нижним обратным клапанами, а рабочие отверстия состоят из трех групп - верхней, средней и нижней, крайние из которых расположены напротив нефтеносных пластов, а средний - напротив пропластка с подвижной водой, при этом пространство между эксплуатационной колонной и трубопроводом разобщено выше верхнего нефтеносного пласта, пропластка с подвижной водой и нижнего нефтеносного пласта соответственно верхним, средним и нижним пакерами, причем трубопровод выше клапанов оснащен седлом, выполненным с возможностью герметичной установки цилиндра плунжерного насоса, который сообщен с верхним и нижним нефтеносными пластами соответственно через верхнюю и нижнюю группы рабочих отверстий, а также верхний и нижний обратные клапаны и внутреннюю полость трубопровода для перекачки разогретой нефти, при этом внутренняя полость трубопровода имеет возможность сообщения с пропластком, содержащим подвижную воду, при подъеме плунжерного насоса выше седла, через среднюю группу рабочих отверстий посредством прямого клапана для нагнетания теплоносителя.
Данным устройством реализуется способ добычи тяжелой вязкой нефти, включающий спуск трубопровода, оборудованного седлом под вставной насос и клапанами, в эксплуатационную колонну с рабочим отверстиями, изоляцию интервала пласта с пропластка с подвижной водой пакерами от нефтеносных пластов, причем верхний и нижний клапаны трубопровода изготавливают всасывающими, а средний – нагнетательным, производят закачку теплоносителя по трубопроводу в пропласток через нагнетательный клапан, а после установки вставного насоса в седло обор прогретой продукции из нефтеносных пластов через всасывающие клапаны, закачку теплоносителя в пропласток при извлечении насоса из седла и отбор прогретой продукции из нефтеносных пластов после а после установки вставного насоса в седло производят циклически.
Недостатком данного способа являются узкая область применения только добычи тяжелой и вязкой нефти, невозможность осуществления одновременного нагнетания теплоносителя и отбора продукции и высокая вероятность прорыва теплоносителя в нефтеносный пласт из-за небольшого расстояния между ними и пропластком с подвижной водой.
Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину (патент RU № 2451165, МПК 43/16, опубл. 20.05.2012 Бюл. № 14), включающий 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, причем предварительно 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, причем 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.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления в вертикальных скважинах, вскрывающих продуктивный пласт большой толщины (50 м и более), для исключения кольматации продуктивной части пласта изолирующим материалом, невозможность осуществления поддержания пластового давления закачкой в водоносную часть пласта вытесняющего агента из-за ее кольматации, необходимость периодической закачки изолирующего материала, так как со временем получаемый водонепроницаемый экран деградирует, то есть постепенно разрушается под действием внешних факторов в пласте (перепады давлений, агрессивная среда и т.п.).
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой позволяющего расширить функциональные возможности за счет использования в пластах с толщинами менее 50 м благодаря использованию наклонной, нисходящей к забою скважины, осуществления поддержания пластового давления на постоянной основе за счет закачки в подошвенную воду вытесняющего агента, химически нейтрального к этой воде и нефти пласта без его кольматации.
Техническая задача решается способом интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающим строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости.
Новым является то, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между перфорациями в верхний и нижней частями, исключающее межу ними в пределах ствола скважины и пласта перетоков технологической жидкости, в качестве которой выбирают вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
Техническая задача решается также способом интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающим строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и вскрытие в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости.
Новым является то, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между перфорациями в верхний и нижней частями, исключающее межу ними в пределах пласта перетоки жидкости, причем строительство скважины ведут до водоносной зоны пласта, который вскрывают добуриванием забоя с оставлением открытого ствола, а в качестве технологической жидкости выбирают вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы закачки его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
Новым является также то, что в качестве вытесняющего агента используют воду, минеральную воду или воду с реагентами, позволяющими интенсифицировать извлечение нефти из пласта.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа по первому варианту.
На фиг. 2 изображена схема реализации способа по второму варианту.
Способ интенсификации добычи продукции пласта 1 (фиг. 1 и 2) с подошвенной водой в водоносной зоне 2 пласта включает анализ геофизических исследований пласта 1 и его кернов. Исходя из этого анализа определяют толщину H1 пласта 1 и толщину H2 его водоносной зоны 2, а также необходимый зенитный угол α наклона ствола скважины 3 в пласте 1 для обеспечения расстояния L между вторичным вскрытием 4 и 5 верхней и нижней частей пласта 1 соответственно, исключающее межу ними в пределах пласта 1 перетоки жидкости. Наклонное расположение ствола скважины 3 увеличивает расстояние L между вскрытиями 4 и 5, исключая перетоки жидкости между ними даже при толщине Н1 пласта 1 менее 50 м.
Строительство скважины возможно по двум вариантам.
Вариант 1.
Скважину 3 (фиг. 1) в продуктивном пласте 1 строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом α с вскрытием и водоносной зоны 2 пласта 1. После чего осуществляют спуск обсадной колонный 6 с последующим ее цементированием. Затем после отверждения цементного раствора с получением цементного камня 7 в затрубье обсадной колонны 6 производят вторичное вскрытие 4 и 5 перфорацией (кумулятивными, гидропескоструйными или гидромеханическими перфораторами) продуктивной 8 и водоносной 2 зон пласта 1 в верхней и нижней части скважины 3 соответственно.
Вариант 2.
При толщинах Н1 пласта 1 и Н2 его водоносной зоны 2 не превышающих соответственно 20 м и 5 м рекомендуется использовать второй вариант. Скважину 3 (фиг. 2) в продуктивном пласте 1 строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом α до водоносной зоны 2 пласта 1, то есть до уровня 9 водонефтяного контакта (ВНК). После чего осуществляют спуск обсадной колонный 6 с последующим ее цементированием. Затем после отверждения цементного раствора с получением цементного камня 7 в затрубье обсадной колонны 6 производят вскрытие 5 водоносной зоны 2 пласта 1 углублением меньшим диаметром ствола скважины 3. Вторичное вскрытие 4 продуктивной зоны 8 пласта 1 в верхней части скважины 3 производят перфорацией (кумулятивными, гидропескоструйными или гидромеханическими перфораторами). Отсутствие перфорации и цементного камня 7 в нижней части скважины 3 исключает образование перетоков жидкости по заколонному пространству обсадной колонны 6, несмотря и на небольшие толщины Н1 и Н2.
Последующая реализация обоих вариантов происходит одинаково.
Производят разобщение вскрытий 4 (фиг. 1 и 2) и 5 в скважине 3 продуктивной и водоносной зон установкой пакера 10 в эксплуатационной обсадной колонне 6. Затем осуществляют спуск колонны лифтовых труб с насосом (не показаны), который расположен выше пакера 10, и дополнительной колонны труб 11 до герметичной фиксации ее нижней части в пакере 10, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины 3 при депрессии на продуктивную зону 8 пласта 1 вместе с закачкой в водоносную зону 2 по дополнительной колонне труб 11 технологической жидкости в виде вытесняющего агента. Применяют в качестве технологической жидкости вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации пласта 1, причем объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из продуктивной зоны 8 пласта 1. Эти режимы и объемы закачки вытесняющего агента в зависимости от пластового давления и объемов отбора насосом определяют технологи и/или геологи в зависимости от показаний исследований и гидродинамических расчетов свойств пласта 1 (автор на это не претендует). На практике в качестве вытесняющего агента выбирали воду, минеральную воду или воду с реагентами (поверхностно-активные вещества, слабые растворы кислоты или щёлочи, или т.п.), позволяющими интенсифицировать извлечение нефти из пласта 1 без его колматации.
Предлагаемый способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой позволяет расширить функциональные возможности за счет использования в пластах с толщинами менее 50 м благодаря использованию наклонной, нисходящей к забою скважины, осуществления поддержания пластового давления на постоянной основе за счет закачки в подошвенную воду вытесняющего агента, химически нейтрального к этой воде и нефти пласта без его кольматации пласта.