СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2015 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной скважины.

В настоящее время при вскрытии продуктивных отложений пашийского горизонта терригенного девона геологический разрез может быть представлен несколькими продуктивными нефтеносными и водоносными пластами, разделенными между собой глинистыми перемычками небольшой толщины (0,8-2 м). Небольшие толщины глинистых перемычек между нефтенасыщенным и водоносным пластами являются основной причиной возникновения заколонных перетоков. Ликвидация заколонных перетоков является низко успешным мероприятием по причине технологической сложности.

Известен способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU 2431747 С1, МПК E21B 43/32; опубл. 20.10.2011), включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на насосно-компрессорных трубах (РОСТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания, отличающийся тем, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после затвердевания в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.

Недостатком данного способа является невозможность его применения в скважинах, в которых нефтеносный и водоносный пласт разделены перемычками небольшой толщины в диапазоне 0,8-2 м. Так согласно известному способу для исключения заколонных перетоков в интервале между пластами производят вскрытие обсадной колонны скважины перфорацией и закачку тампонажного раствора в заколонное пространство, причем интервал перфорации находится на расстоянии двух метров выше кровли нижнего пласта. Затем между верхним пластом и интервалом перфорации на расстоянии 1,5 м выше интервала перфорации устанавливают пакер.

Задачей, на решение которой направлено представленное изобретение, является предоставление способа разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносные и водоносные пласты, разделенные между собой перемычками небольшой толщины.

Техническим результатом является снижение риска возникновения заколонных перетоков с нижележащих водоносных пластов, снижение обводненности продукции, увеличение дебита нефти и соответственно нефтеотдачи пласта, расширение арсенала технических средств.

Поставленная задача решается способом для разработки нефтяных скважин, в которых нефтеносные и водоносные пласты разделены между собой перемычками небольшой толщины (0,8-2 м), содержащим этапы, на которых:

1. Осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определения состояния эксплуатационной колонны.

2. Перфорируют водоносный горизонт и осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции.

3. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт.

4. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта.

5. Исследуют герметичность забоя.

6. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале.

7. Осуществляют добычу нефти.

На фиг. 1 представлен разрез скважины с нефтеносным (НП) и водоносным (ВП) пластами, разделенными перемычкой небольшой толщины (0,8-2 м).

Один из вариантов осуществления способа содержит следующие этапы.

Определяют требуемое для проведения работ в скважине количество водоизоляционной композиции и цемента. Количество водоизоляционной композиции, необходимое для глушения обводнившегося пласта, зависит от толщины пласта и его проницаемости.

В одном варианте осуществления предварительный расчет необходимого объема композиции осуществляют по формуле:

V_з≈3,14·m·h·R²,

где V_з - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - расчетная толщина пласта, м;

R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.

Спускают на НКТ технологический пакер на планируемую глубину посадки (до верхней границы интервала притока жидкости (воды) из скважины). Глубина посадки пакера определяется с условием предотвращения закачивания водоизоляционной композиции в интервал пласта, из которого имеется приток нефти.

Далее осуществляют посадку технологического пакера на запланированной глубине с контролем места посадки геофизическими методами.

Затем закачивают в изолируемый интервал через НКТ приготовленную заранее водоизоляционную композицию. В качестве водоизоляционной композиции может применяться композиция на основе DSGA Polymer (производство компании Chevron-Phillips Lp). В данной композиции применяются следующие компоненты:

- водорастворимый полимер DSGA Polymer;

- натрия тиосульфат кристаллический, соответствующий требованиям ГОСТ 244-76, для ускорения растворения полимера DSGA;

- натрия бихромат технический, соответствующий требованиям ГОСТ 2651-78, для сшивания раствора в качестве гелеобразователя;

- калий хлористый, соответствующий требованиям ГОСТ 4568-95, для регулирования pH воды для растворения полимер DSGA;

- растворитель для приготовления водоизоляционной композиции - вода пресная или применяемая в системе ППД (техническая, пластовая, природная) без содержания механических примесей с pH не более 4. Во времена года с низкой температурой окружающей среды необходимо использование подогретой воды с температурой 20°C.

Примерный состав композиции приведен в таблице 1.

Таблица 1 Марка полимера Состав композиции концентрация полимера, кг/м³ концентрация натрия бихромата, кг/м³ концентрация натрия тиосульфата, кг/м³ концентрация калия хлористого, кг/м³ DSGA Polymer 4 1 4 20

Время образования геля из водоизоляционной композиции с составом, приведенным в таблице 1, ориентировочно составляет 2-6 ч. В зависимости от свойств воды для растворения полимера DSGA возможна корректировка рекомендуемых диапазонов концентраций реагентов. Концентрация натрия бихромата в водоизоляционной композиции может быть уменьшена с целью продления времени образования геля до 5-6 ч, либо может быть увеличена с целью сокращения времени образования геля до 2-3 ч.

Продавливают водоизоляционную композицию в пласт закачиванием в НКТ технологической жидкости в объеме, равном объему колонны НКТ.

Далее необходимо сорвать и поднять технологический пакер.

Затем осуществляют закачку цементного раствора (тампонирующего раствора) для образования цементного моста, изолирующего пласт. Для приготовления цементного раствора может использоваться портландцемент тампонажный, удовлетворяющий требованиям ГОСТ 1581-96 "Портландцементы тампонажные. Технические условия" или цемент других марок, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности.

Оставляют скважину на время образования геля из водоизоляционной композиции и ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). В зависимости от состава применяемой водоизоляционной композиции и цементного раствора минимальное время остановки скважины для гелеобразования водоизоляционной композиции и затвердевания цемента может варьироваться от 24 до 72 часов.

Исследуют герметичность забоя. Для этого с помощью опрессовки избыточным давлением, например на 150 атм, определяют герметичность забоя. Падение давления свидетельствует о наличии сообщения между забоем и ранее изолированным пластом. После опрессовки избыточным давлением необходимо снизить уровень в скважине свабированием до глубины 700-800 м, после чего определить уровень в скважине с помощью геофизического прибора (термометр, влагомер) несколько раз в течение определенного периода времени. Например, такие измерения уровня могут быть проведены через 1 час, через 2 часа и через 3 часа после свабирования. Если уровень жидкости не меняется, значит, забой герметичен и нет сообщения с нижележащего изолированного пласта.

Затем проводят разбуривание цементного моста до глубины выше кровли водоносного горизонта.

Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и производят запуск скважины.

Стоит отметить, что в других вариантах осуществления в водоизоляционной композиции в качестве гелеообразующего полимера могут использоваться:

- полиакриламид (ПАА), соответствующий требованиям ТУ 2458-001-82330939-2008 "Технические условия. Полиакриламид DP9-8177".

- гуаровая камедь - галактоманнан (полисахарид растительного происхождения) торговой марки "Гуамин" по ТУ 2458-019-57258729-2006.

- ксантан (ксантановый экзополисахарид - биополимер микробного происхождения), раствор биополимера ксантанового (РБК).

- натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), соответствующая требованиям ТУ 2231-002-50277563-2000 "Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая. Технические условия".

В качестве индукторов гелеобразования в водоизоляционной композиции также могут использоваться:

- ацетат хрома по ТУ 2499-008-55373366-2006 "Ацетат хрома, водный раствор" или ТУ 2499-001-50635131-00 "Дубитель. Водный раствор ацетата хрома. Технические условия";

- окись цинка по ГОСТ 10262-73 "Реактивы. Цинка окись. Технические условия". Массовая доля окиси цинка (ZnO) не менее 99,2%;

- окись магния по ТУ 6-09-3023-79 "Магний окись, осажденная из природного сырья. Квалификации "чистый", или ГОСТ 844-79 "Магнезия жженая техническая. Технические условия". Массовая доля окиси магния (MgO) не менее 89%.

В еще одном варианте осуществления объем водоизоляционной композиции для проведения работ в скважине рассчитывают на основании следующей эмпирической зависимости:

V-20+5H;

где V - объем водоизоляционной композиции, м³;

Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м.

В большинстве случаев объем водоизоляционной композиции для проведения работ в одной скважине составляет 20-40 м³.

Вместо цементного раствора в качестве тампонирующего раствора может использоваться состав на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС) марки КФЖ ГОСТ 14231-88 "Смолы карбамидоформальдегидные. Технические условия" или марки Резойл К-1 ТУ 2221-637-55778270-2004. "Смола карбамидоформальдегидная марки Резойл К-1".

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяной скважины. Технический результат - снижение вероятности возникновения заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов, увеличение дебита нефти и снижение обводненности продукции. По способу разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов. Определяют состояние эксплуатационной колонны. Выявляют заколонные перетоки. Определяют профили притока и профили закачки. Затем перфорируют водоносный пласт. Осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера. Осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по аналитическому выражению. Образуют водоизоляционный экран. Затем осуществляют подъем пакера. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта. При этом минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа. Исследуют герметичность забоя. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и осуществляют добычу нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Способ разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, содержащий этапы, на которых:
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V₃≈3,14·m·h·R²,
где V₃ - объем закачки, м³;
m - коэффициент пористости, доли единиц;
h - расчетная толщина пласта, м;
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти.

2. Способ разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, содержащий этапы, на которых:
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V=20+5H,
где V - объем водоизоляционной композиции, м³;
Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти.