СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 

Описание патента на изобретение RU2161246C1

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождениий, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин.

Известен способ снижения обводненности продукции добывающих нефтяных скважин [1] , где для снижения процента воды в добываемой жидкости авторы предлагают использовать принцип распределения потоков добываемой жидкости по фазам (в пространстве и времени), который осуществляется изолированием водонасыщенной части пласта от ее нефтенасыщенной части путем создания двух замкнутых объемов для каждой фазы с возможностью их последовательного подключения к приему глубинного насоса.

Недостатком известного технического решения является его сложность, связанная с необходимостью применения специального сложного глубинного оборудования, а также его применимость преимущественно для однородных пластов.

Наиболее близким к заявляемому по физической сущности является способ добычи нефти нефтяными добывающими скважинами с предварительной усиленной пропиткой пласта [2].

Известный способ применяется для повышения степени извлечения нефти из искусственно перфорированного и естественно трещиноватого (тектонического) пласта. Согласно способу производят скважинное нагнетание в продуктивный пласт порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы. Затем в скважину и перфорированный нефтеносный пласт нагнетают порцию промывочной жидкости, которая увеличивает подвижность нефти и уменьшает текучесть воды в пласте. После указанной обработки приступают к эксплуатации нефтяной добывающей скважины.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, связанная с тем, что из-за неоднородностей вскрытого продуктивного горизонта значительно затруднен процесс контроля закачки порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы, а также промывочной жидкости. Необходим индивидуальный подбор достаточно дорогих закачиваемых флюидов для каждого конкретного случая. Ни аналог, ни прототип не препятствуют накоплению в интервале продуктивного горизонта воды.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности, упрощении и удешевлении способа снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин за счет использования ранее не описанного процесса, имеющего место на границе раздела фаз нефть-вода в капиллярах коллектора. Минимизируется накопление в интервале продуктивного горизонта воды.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающем создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков, последовательно осуществляют промывку ствола скважины, спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта, закачку в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3-1,2 кгс/см2 на границе раздела фаз нефть-вода и пуск скважины в работу. Предпочтительно после замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть дополнительно провести толуольно-бензольную ванну.

На фиг. 1 показана схема размещения глубинного оборудования при добыче нефти традиционным механизированным способом. В данных условиях поступившая из пласта жидкость распределяется в стволе скважины следующим образом. Зону 1 занимает вода, как жидкость, имеющая наибольший удельный вес. Зону 2 занимает нефть с растворенным в ней газом. Зона 3 заполнена газожидкостной смесью, а в зоне 4 содержится сепарировавшийся из нефти попутный газ. Соответственно интервал перфораций находится в водной среде, процесс фильтрации нефти из пористой среды на забой затрудняется проявлением сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода. Однако не только проявление силы Лапласа способствует ухудшению притока нефти из пласта в ствол нефтяной добывающей скважины. Авторами установлено, что в капиллярах коллектора имеют место следующие физико-химические процессы на границе раздела фаз нефть-вода, которые влияют на истечение нефти из пористой среды в перфорационный канал.

Рассмотрим срез пористой среды, насыщенной нефтью и находящейся в контакте с водной средой. На фиг.2: 1 - зерна скелета породы, 2 - нефть в поровом пространстве, 3 - вода, 4 - упорядоченно-структурированный слой. Установлено, что при контакте нефти и воды в поровом канале на границе раздела фаз нефть-вода формируется упорядоченно-структурированный слой. Лабораторные исследования показали, что этот слой имеет тенденцию к упрочнению с течением времени, т.е. границы раздела фаз покрываются слоями структурообразующих веществ (органические кислоты, смолы, асфальтены, естественные и привнесенные извне поверхностно активные вещества и микроскопические, механические частицы). Толщина этого аномального структурированного граничного слоя также зависит от физико-химических свойств нефти и воды и может достигать 5 мкм.

Наиболее простой лабораторный эксперимент, доказывающий образование аномального структурированного слоя в капилляре на границе раздела фаз нефть-вода и подтверждающий тенденцию этого слоя к упрочнению с течением времени, выглядел следующим образом.

Стеклянный капилляр с внутренним диаметром 23 мкм обезжиривался спирто-бензольной смесью, обрабатывался хромпиком и промывался дистиллированной водой. Затем его подсоединяли к линии, позволяющей создавать перепад давления, и заполняли обезвоженной дегазированной нефтью. Подготовленный таким образом капилляр погружали в термостатированную ванну с дистиллированной водой и путем создания перепада давления позволяли воде проникать в капилляр на 5-6 мм. Опыт проводился при температуре 60oC. Затем давали выдержку времени и плавно увеличивали перепад давления, фиксировали его значение в момент страгивания мениска. Далее вся процедура подготовки капилляра повторялась, и эксперимент проводился с другой временной выдержкой. Для опытов были взяты три пробы нефти Бураевского, Воядинского и Татышлинского месторождений НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть".

На фиг. 3 представлены результаты проведенных экспериментов. Как видно из представленных перепадов давлений, необходимый для разрушения аномального структурированного слоя перепад зависит не только от времени контакта нефть-вода, но и от физико-химических свойств нефти.

Можно подсчитать необходимый перепад давления ΔP для страгивания упорядоченно структурированного слоя.

В качестве примера рассмотрим средний случай, в котором принята толщина граничного слоя 3 мкм, радиус поры 10 мкм. Для простоты представим пору в виде цилиндрического капилляра (фиг. 4). В данном случае аномальный граничный слой будет представлять собой цилиндр (фиг. 3).

Перепад давления, необходимый для разрушения структурированного слоя и выхода нефти в водную фазу, составляет:

где τo- касательное напряжение страгивания (5 - 20) • 105 [дн/см2];
Sбок - площадь боковой поверхности цилиндра;
Sосн - площадь основания цилиндра;
l - длина цилиндра.

Таким образом, т.к. эффективный диаметр пор низкопроницаемых коллекторов составляет 5 мкм и менее, то перепад давления, необходимый для страгивания упорядоченно-структурированного слоя, составит 0,3 - 1,2 [кгс/м2], т.е. один факт существования структурированных пробок значительно снижает продуктивность нефтяных добывающих скважин, а в отдельных случаях сводит ее на нет. Зная механизм процессов, приводящих к снижению продуктивности скважин, авторы предлагают способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин.

На фиг. 6 представлена схема оборудования нефтяной добывающей скважины по предлагаемому способу снижения обводненности продукции.

В данном случае отбор жидкости из нефтяной скважины производится ниже подошвы продуктивного пласта, что препятствует накоплению в стволе нефтяной скважины воды, следовательно, нефтеносные пропластки в создавшихся условиях контактируют с нефтяной средой, что исключает противодействие фильтрации нефти со стороны сил поверхностного натяжения и образование упорядоченно-структурированных слоев. Фильтрация же воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, т.е. картина, изображенная на фиг. 5, изменится на противоположную (фиг. 7), а приведенные выше расчеты в данных условиях будут справедливы для фильтрации воды в нефтяную среду.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Промывка ствола нефтяной добывающей скважины до забоя (до чистой воды).

2. Спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта.

3. Закачка в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе нефтяной добывающей скважины и насосном оборудовании воды на нефть, возможно, с дальнейшим проведением толуольно-бензольной ванны.

4. Выдержка нефтяной добывающей скважины под давлением для создания перепада давления 0,3-1,2 кгс/см2 на границе раздела фаз нефть-вода.

5. Пуск скважины в работу.

Пример конкретного осуществления способа
Промысловый эксперимент по опробованию способа снижения обводненности продукции скважин проводился в НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть" на Татышлинском месторождении. В качестве объекта воздействия была выбрана добывающая скважина N 1608, вскрывающая пласт C6. Скважина со 146 мм обсадной колонной эксплуатировалась штанговым глубинным насосом с суточным дебитом 9,5 м3/сут. Обводненность добываемой продукции составляла 86%. Обсадная колонна была перфорирована в интервале 1412,6 - 1420,4 м, т.е. вскрытая толща составила 7,8 м. Искусственный забой находился на глубине 1482,3 м. Динамический уровень был отбит на отметке 780 м, глубина спуска насоса составила 1150 м.

Последовательность технологических операции была следующей.

1. Было извлечено глубинно-насосное оборудование.

2. Скважина была промыта до "чистой воды" с допуском до забоя колонны 2,5'' НКТ со скошенным концом.

3. Было спущено глубинно-насосное оборудование следующей компоновки: НКТ 1,5'' - 333 м со скошенным концом, глубинный насос, НКТ 2,5'' 1143 м.

4. Через затрубную задвижку в скважину было закачано 19 м3 дегазированной обезвоженной нефти, доставленной с пункта подготовки, т.е. ствол скважины и насосное оборудование было заполнено нефтью.

5. В затрубное пространство было закачано 120 л толуольно-бензольной смеси (нефрас) и продавлено в зону интервала перфорации 14 м3 нефти, т.е. в интервале перфорации была установлена толуольно-бензольная ванна, на 12 часов, с последующей ее заменой на нефть с частичной ее продавкой в пласт.

6. Время выдержки перфорационного интервала в нефтяной среде под давлением составило 24 часа, затем скважина была пущена в работу.

Через 15 дней работы были проведены замеры дебита, динамического уровня и проведен лабораторный анализ добываемой скважинной продукции на процент воды. Результаты были следующие: дебит - 8,4 м3/сут, динамический уровень - 23 м, процент воды - 37.

Таким образом, предлагаемый способ эффективен, не сложен, дешев и промышленно применим, т.к. может быть приурочен к плановым текущим ремонтам.

Источники информации
1. Е. П. Солдатов, И.И. Клещенко, А.П. Телков. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. - Нефтепромысловое дело, N 6, 1996, с. 5.

2. Патент США N 52479993, E 21 B 43/22, опубл. РЖ ИСМ, вып. 63, N 8, 1995.

Похожие патенты RU2161246C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЯ ПОЛЕЙ ДАВЛЕНИЙ 1999
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2166619C1
Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения 2022
  • Емельянов Виталий Владимирович
RU2780980C1
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ 1998
  • Максутов Р.А.
  • Мартынов В.Н.
RU2144135C1
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2016
  • Ашигян Дмитрий Григорьевич
  • Батрак Алексей Николаевич
  • Сальников Сергей Александрович
RU2618543C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1999
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
  • Карачурин Н.Т.
RU2166630C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2001
  • Зиякаев З.Н.
  • Тимашев А.Т.
  • Лутфуллин Р.С.
RU2228433C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2000
  • Леонов В.И.
  • Курамшин Р.М.
  • Бяков А.В.
  • Мулявин С.Ф.
RU2167276C1
СПОСОБ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2000
  • Мартынов В.Н.
  • Максутов Р.А.
  • Грайфер В.И.
  • Якимов А.С.
  • Клюев С.В.
RU2168619C1
Способ разработки нефтяной залежи 2023
  • Хабипов Ришат Минехарисович
  • Данилов Данил Сергеевич
RU2819871C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Султанов Альфат Салимович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2378501C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 161 246 C1

Реферат патента 2000 года СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин. Обеспечивает повышение эффективности, упрощение и удешевление способа за счет минимизации накопления в интервале продуктивного горизонта воды. Сущность изобретения: способ включает создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков. Последовательно осуществляют промывку ствола скважины. Спускают насосное оборудование, обеспечивающее отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта. Закачивают в затрубное пространство нефть до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть. Выдерживают под давлением для создания перепада давления 0,3 - 1,2 кгс/см2 на границе раздела фаз нефть - вода. Затем пускают скважину в работу. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

Формула изобретения RU 2 161 246 C1

1. Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков, отличающийся тем, что последовательно осуществляют промывку ствола скважины, спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта, закачку в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3 - 1,2 кгс/см2 на границе раздела фаз нефть - вода и пуск скважины в работу. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть дополнительно проводят толуольно-бензольную ванну.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2161246C1

SU 5247993 A, 28.09.1993
RU 2055979 C1, 10.03.1996
RU 2060363 C1, 20.05.1996
Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважин 1990
  • Валеев Марат Давлетович
  • Чудин Виктор Иванович
  • Лугаманов Янборис Закирович
  • Валеев Асгар Маратович
  • Ахмадишин Рустем Закиевич
  • Янтурин Альфред Шамсунович
SU1717799A1
Установка для раздельного отбора нефти и воды из скважины 1991
  • Сафин Велир Ахатович
  • Гайнутдинов Алик Гумерович
  • Ермаков Олег Николаевич
  • Сабиров Гаптенур Исхакович
  • Богомольный Евгений Исаакович
  • Каменщиков Феликс Анатольевич
SU1838592A3
US 4497370 A, 05.02.1985.

RU 2 161 246 C1

Авторы

Баграмов К.А.

Дьячук И.А.

Луценко А.А.

Репин Д.Н.

Тян Н.С.

Хасанов М.М.

Даты

2000-12-27Публикация

1999-06-01Подача