СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам изоляции пластовых вод, и может применяться при строительстве и эксплуатации добывающих скважин нефтяных залежей с подошвенной водой.

Известен способ предупреждения образования конусов подошвенных вод при эксплуатации многоярусных скважин нефтяной залежи с активной подошвенной водой [1, стр. 155] . Недостатком применения этого способа является отсутствие метода проектирования геометрических параметров горизонтальных стволов в нефтенасыщенной и водонасыщенной зонах с учетом значений дебитов нефти, воды, физико-механических свойств жидкостей и горных пород продуктивного пласта и предупреждения перемещения водонефтяного контакта в вертикальной плоскости.

Из подобных технических решений наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам является способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах путем образования в продуктивной и водонасыщенных частях пласта горизонтальных каналов, количество и длина которых определяется с учетом высокой анизотропии пласта [2]. Данный способ эффективен при эксплуатации вертикальных и наклонно направленных скважин с небольшим значением зенитного угла траектории ствола в интервале вскрытия пласта. Одним из условий успешности изоляции пластовых вод при его реализации является необходимость создания непроницаемого экрана в водонасыщенной части и в связи с этим горизонтальные каналы располагают от водонефтяного контакта на некотором расстоянии. Однако, не разработан метод определения указанного параметра, интервала между горизонтальными каналами и их длин с учетом притоков жидкостей с различными физическими свойствами, в частности вязкости. Вследствие указанных недостатков, при одновременной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта с применением, например, многоярусной скважины (фиг. 1), затруднено регулирование уровня водонефтяного контакта путем отбора воды (здесь l_н, l_в - соответственно, длина горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта; S - расстояние между каналами; h - расстояние от канала до водонефтяного контакта).

Изобретение направлено на регулирование уровня водонефтяного контакта нефтяных залежей с активной подошвенной водой, разрабатываемых с применением горизонтальных скважин. Изоляция пластовых вод достигается за счет создания горизонтальных каналов (стволов) в водонасыщенной и нефтенасыщенной частях пласта, причем каналы размещают в одной вертикальной плоскости на расстоянии от водонефтяного контакта в зависимости от их длин, диаметров, дебитов добываемой нефти, отбираемой воды и значений вязкости жидкостей.

На фиг. 1 представлена схема эксплуатации добывающей скважины с двумя горизонтальными стволами, расположенными в нефтенасыщенной части пласта в одной вертикальной плоскости. На фиг. 2 приведен схематичный разрез продуктивного пласта и водонасыщенной зоны при их совместной эксплуатации в плоскости, перпендикулярной верхнему и нижнему каналам (здесь R_н, R_в - соответственно, радиусы контуров питания в нефтенасыщенной и водонасыщенных частях пласта). Для сохранения естественного уровня водонефтяного контакта и, соответственно, расстояния до горизонтального канала в нефтенасыщенной зоне, при фильтрации нефти и воды к горизонтальным стволам необходимо, чтобы выполнялось следующее условие (в точке A, фиг. 1)
∂p/∂x = 0, (1)
где p - давление в пласте при фильтрации жидкости к горизонтальному стволу.

В работе [3, стр. 23, формула 1.18] приведено выражение для определения величины потерь давления, вызываемых радиальной конвергенцией линий тока жидкости к горизонтальной скважине
ΔP = P_н-P_c = Qμ/2πkl•ln(H/2πr_c), (2)
здесь P_н - давление на контуре;
P_с - забойное давление;
Q - дебит горизонтального канала;
μ - вязкость жидкости;
k - проницаемость пласта;
l - длина горизонтального канала;
H - мощность пласта (радиус контура питания);
r_с - радиус ствола скважины.

Согласно схемы (фиг. 2) значение радиуса контура питания нефтенасыщенной зоны определяется следующим образом
(3)
а величина радиуса контура питания в водонасыщенной части
(4)
Тогда, с учетом выражений (2), (3) и (4) потери напора в точке A (фиг. 2) при фильтрации нефти (принимаем H_н = R_н)
(5)
а потери напора при фильтрации воды (принимаем H_в = R_в)
(6)
здесь P_сн, P_св - соответственно, давления в горизонтальных каналах нефте- и водонасыщенных зон;
Q_н, Q_в - соответственно, дебиты нефти и воды;
μ_н, μ_в - соответственно, вязкость нефти и воды;
k_н, k_в - соответственно, проницаемость нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта;
l_н, l_в - соответственно, длины горизонтальных каналов в нефте- и водонасыщенных зонах;
r_сн, r_св - соответственно, значения радиусов горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта.

При совместной работе двух стволов давление в точке A определяется следующим образом
P=P_н-P_в, (7)
и поэтому, с учетом условия (1) и формул (5) и (6) получим (при условии, что r_сн = r_св)
∂p/∂x = Q_вμ_в/2πk_вl_в(S-x)-Q_нμ_н/2πk_нl_нx = 0 (8)
Пусть k_н = k_в, а так как горизонтальные каналы расположены в одной вертикальной плоскости, то принимаем, что x = h (фиг. 1, 2). Тогда, преобразуя выражение (8), получим выражение для определения расстояния от горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта до водонефтяного контакта
h = SQ_вμ_в/(Q_вμ_в+l_вQ_нμ_н/l_н) (9)
Таким образом, возможно оптимизировать расположение горизонтальных стволов многоярусной добывающей скважины при одновременной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта с учетом проектной длины горизонтальных участков, значений вязкости жидкостей и дебитов, определяемых с помощью известных формул, приведенных в работе [3].

Для расчета дебита воды преобразуем полученное выражение (9) к следующему виду
Q_в = Q_нμ_нl_в(S-h)/μ_вl_нh, (10)
из которого следует, что для предотвращения прорыва пластовой воды в виде призматического гребня к горизонтальному стволу в нефтенасыщенной части и уменьшения количества отбираемой воды необходимо выполнять соотношение
(μ_нl_вS)/(μ_вl_н+μ_нl_в) < h < S (11)
Для расчета по формуле (10) примем следующие исходные данные: Q_н = 10 м³/сут; l_н = l_в = 100 м; μ_н = 5 Па•с; μ_в = 1 Па•с; S = 16 м и с учетом соотношения (11) определяем значение h = 14 м. В результате получаем значение Q = 7,1 м³/сут. Если без учета зависимости (11) принять h = 12 м, остальные данные прежними, то получим существенное повышение дебита отбираемой воды до значения Q_в = 16,6 м³/сут.

Использование предлагаемого способа изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах с боковыми горизонтальными стволами обеспечивает улучшение технико-экономических показателей нефтедобычи и длительную эксплуатацию многоярусных скважин в нормальном технологическом режиме за счет уменьшения дебита отбираемой воды, замедления темпа падения давления в залежи и регулирования уровня водонефтяного контакта без создания в нефтенасыщенной части пласта искусственного водонепроницаемого экрана.

Источники информации
1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов. - М.: Недра, 1997 г.

2. А.С. СССР 1694876, кл. E 21 B 43/32, опубл. Бюл.N 44, 1991 г.

3. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. - М.: Недра, 1995 г.

Способ относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использован при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой. Техническим результатом является длительная эксплуатация скважин в нормальном технологическом режиме путем регулирования или сохранения естественного уровня водонефтяного контакта нефтяных залежей, замедление темпа падения давления в залежи и уменьшение дебита отбираемой воды без создания в водонасыщенной части водонепроницаемого экрана. В способе изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах предусмотрено размещение горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта в одной вертикальной плоскости с горизонтальным каналом в водонасыщенной части на расстоянии от водонефтяного контакта, определяемом в зависимости от расстояния между каналами, значений вязкости отбираемых из пласта жидкостей и геометрических параметров профиля скважины. 2 ил.

Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий образование горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта с высокой анизотропией и отбор воды, отличающийся тем, что горизонтальный канал в нефтенасыщенной части пласта без создания искусственного водонепроницаемого экрана располагают в одной вертикальной плоскости с горизонтальным каналом в водонасыщенной части на расстоянии от водонефтяного контакта, определяемом в соответствии со следующим выражением:
(μ_нL_вS)/(μ_вL_н+μ_нL_в) < h < S,
где h - расстояние от горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта до водонефтяного контакта, м;
S - расстояние между горизонтальными каналами в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, м; μ_н, μ_в - соответственно значения вязкости нефти и воды, МПа•с;
L_н, L_в - соответственно длина горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, м.