Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах Советский патент 1991 года по МПК E21B43/32 

t

С21) 4689677/03

(22) 05.04.89

(46) 30.04.91. Бюл. У 16

(71)Татарский государственный научно- исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности и Бугуль- минскш - комплексный отдел Природные битумы Вс союзного нефтегазового нэ- учно-исследоват ельского института нефтяной промьпппеннсстн

(72)К.Г.Мазутов, М.И.Стартов, Л.Г.Нуриахметон и А.М.Рудаков

(53)622.245,43 (088.8)

(56)Патент США 3180415, кл. 166- 32, 1965.

(54)СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

(57)Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель - упрощение

способа изоляции, сни е.ше раглода реагентов и повышение надежности изоляционного экрана$ создаваемого в раэнопроницаемых пластах. Для этого вскрывают верхний инт ервал водоносной части пласга. Ведут последовательную закачку углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, и растворителя циклически с повышением давления в каждом последующем цикле в пределах от пластового давления до давления паскрытия трещин. Между циклами а- качки осуществляют вьдержку для сни жения забойного давления до пластового. В качрстве углеводородной /квдкос- ти, содержащей асфальтены, используют нефть плотностью больле плотности пластовой нефти, но меньшей плотности пластовой воды. 1 ил.

О

it

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах,

Целью изобретения является упрощение способа, снижение расхода реаген-1 тон и повышение надежности изоляционного экрана, создаваемого в разнопро- ницаемых пластах.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.

На чертеже обозначены: прибор 1 контроля, задвижка 2, манометр 3, задвижки 4-6, нагнетательная линия 7, трубы 8 насосно-компрессорные (НКТ), пакер 9, нефтеносная часть 10 пласта,

изоляционный экран 11. водоносная часть 12 пласта, задвижки 13 и 1ч, цементировочные агреглзы 15 и 16, м- кость 17, компрессор 18, емкость 19.

Способ осуществляют следующий б- разом.

Перед производством рабо. известными методами определяют местоположение и продуктивные характеристики нефтеносной и водоносной частей птас- та. Далее перфорацией вскрывают верхнюю часть водоносной зоны пласта . Спускают насосно-компрессорные трубы до кровли водоносного пласта и герметично разобщают нефтеносную и водоносную зоны пласта, например тке Of

Ј

М

ром 9. До проведения работ емкость 17 заполняют нефтью, а емкость 19 - газовым бензином. В качестве продавоч- ного материала служит газ, например воздух, нагнетаемый компрессором 18„ Объемы нефти и газового бензина определяют расчетным путем в зависимости от пористости, перфорированной толщины и радиуса изолируемой зоны. При- чем объем растворителя должен быть в ,3 раза больше объема нефти (согласно лабораторным испытаниям).

После выполнения указанных работ приступают к закачке нефти цементиро- вочным агрегатом 15, Ее осуществляют в три цикла с объемом закачки соответственно 15,25 и 60% от общего ее объема и выдержками между циклами с целью равномерного распределения неф- ти в зоне водонефтяного контакта (ВПК). Причем давление нагнетания повышают от цикла к циклу в пределах от пластового до давления раскрытия трещин. Затем закрывают задвижку 4 и приступают к продавливанию оставшейся в НКТ нефти в пласт. Для этого в нагнетательной динии 7 компрессором 18 создают давление, несколько превышающее давление в НКТ (показания ма- нометра 3), открывают задвижку 5, не останавливая работу компрессора 18. За снижением уровня в НКТ следят по показаниям прибора 1 (например, система контроля уровня СКУ-1). После ввода всего расчетного объема нефти в нагнетаемую зону пласта делается выдержка в течение времени, достаточного для снижения забойного давления до пластового, что обеспечивает более равномерное распределение закачанной нефти на границе нефть - вода„

Затем производят закачку газового бензина в ту часть водоносной зоны, где находится закачанная нефть. Объем его в три раза больше объема нефти. Закачку его осуществляют также циклически с расходом по циклам соответственно 15,25 и 60% от общего объема и с повышением давления нагнетания от цикла к циклу до давления раскрытия трещин. После закачки всего расчетного объема растворителя делается выдержка для полного осаждения асфаль- тенов, что способствует созданию на- дежного непроницаемого барьера, который исключает образование конусов подошвенной воды.

Q

5

5

0

5

Давление, при котором закачивают первый и второй агенты в пласт, зависит от их плотностей. При 0, рг(где Р и Pz соответственно плотности нефти и газового бензина) должно быть соблюдено условие Р. 2 Р (где Р и Р - соответственно давления нагнетания нефти и газового бензина). Далее скважину вводят в эксплуатацию, т.е. начинают отбор продукции из нефтеносной зоны через эту же скважину.

Механизм процессов, происходящих при осуществлении способа следующий„ Пласты, как правило обладают слоистым строением и анизотропией свойств, связанных с осадконакоплением. Обычно слои залегают горизонтально и благодаря наличию межслоевых прослоек глины, вертикальная проницаемость гораздо меньше. Процесс осаждения асфаль- тенов по предлагаемому способу основан на селективной растворяющей способности газового бензина (растворителя) по отношению к компонентам закачиваемой нефти. Осаждение асфальте- нов происходит следующим образом.

Закачивают первую порцию углеводородной жидкости, содержащей асфальте- ны (нефти), в верхний перфорированный интервал водоносной части пласта под давлением, несколько превышающем начальное пластовое. В этом случае нефть внедрится только в наиболее проницаемые участки пласта и займет незначительную площадь вокруг скважины, так как объем закачиваемой порции небольшой. Затем закачивают вторую и третью порции нефти, повышая в каждом цикле давление нагнетания. При необходимости последнюю порцию нефти закачивают под давлением, равном давлению гидроразрыва пласта. | Каждая последующая порция закачиваемой нефти проталкивает вглубь пласта предыдущую, одновременно охватывая по толщине новые менее проницаемые участки.

Причем между циклами закачки нефти осуществляют выдержку, которая определяется временем восстановления забойного давления до пластового,значение которого контролируется по ма- нометру. Это время зависит от величины давления закачки, физико-химических свойств закачиваемой жидкости, коллекторских свойств пласта и др. Первоначально закачиваемая нефть внедряется в трещины, повышая в них

516

дагшеы с, а л пирах и микроттп чтинлх давление сохраняется на прежнем уровне, в результате чего возникло градиент давления между зонами пласта , По время вьщержки под деист пием перепада давления происходит фильтрация нефти через стенки трещин в матрицу. Таким образом, происходит постегепное выравнивание давления, за счет чего достигается равномерное размещение закачанной нефти на контакте фаз пластовой нефти и воды.

Затем приступают к закачке растворителя, которая аналогична закачке нефти (циклами и с вьщержками между ними). Закачиваемый объем растворителя охватывает воздействием всю зону с закачанной нефтью. Он растворяет масла и смолы закачанной нефти по всему радиусу создаваемой непроницаемой зоны. Растворитель не поступает в водоносную часть пласта потому, что плотность чистого растворителя и даже плотность раствора растворителя с маслами и смолами меньше плотности пластовой воды и он гравитационно перераспределяется в нефтеносную «асгь пласта При последующей закачке растворителя происходит вымывание масел и смол, а асфальтены остаются по всей толщине обработанной зоны и образуют надежный непроницаемый слой.

Пример. Для испытания способа в промысловых условиях была выбрана добывающая скважина, вскрывшая нефтяную залежь, состоящую и нефтенасы- щенного пласта в интервале 1226- 1236 м, переходной зоны 1236-1240 м и водоносного пласта, залегающего на глубине 1240-1271 м с пористостью 15%. Плотность пластовой нефти 0,878 г/см3, а пластовой воды 1,17 г/см3 .

После выполнения подготовительных работ (перфорация верхней части (0,5 м) водоносного пласта, установка пакера на глубине 1240 м, обвязка устья скважины согласно схеме на чертеже) приступили к осуществлению спо- с оба. Сначала определили необходимый объем нефти, равный объему пор, для создания барьера в радиусе 10 м по формуле

V rtfR n,

где m - пористость пласта 0,15;

R - радиус воздействия, равный 10 м;

776

h - толщина изолируемого слоя

0,5 м.

Объем нефти с плотностью 0, 9 1 6 г/см равен 23,5 м3, а газового бензина в 3 раза больше 70,5 м3 , Согласно описанной технологии нагнетание нефти производилось в три стадии с расходами закачки соответственно 3,5, 6,0 и 14,0 м3 с динамикой давления на устье 6,0; 7,0 и 8,0 МПа (8,0 МПа - давление раскрытия трещин). Последняя порция нефти продавливалась в изолируемый участок пласта скатым воздухом от компрессора. Затем была осуществлена выдержка в течение 15 ч для наиболее полного распределения закачанной нефти по площади и толщине, после ЧРГО начали закачку газового бензина для осаждгния асфальтенов. Нагнетание его производилось также в три цикла с расходами соответственно по циклам 10,5; 18,0; 42,0 м3 при давлениях закачки на устье 7,5; 8,5 и 10 МПа с выдержками между циклам по 2 ч. После продавки последней порции газового бензина в пласт был ч осуществлена выдержка в течение 1 сут для полного осаждения асАалы енов.

После завершения изоляционных работ был поднят пакер, установлен цементный мост до глубины 1238,0 м, спушено глубинно-насосное оборудование и возобновлена добыча нефти из нефте5 асьпденного пласта.

Первоначальная обводненность продукции нгФтенасосного пласта составляла 20, которая в процессе эксплуатации обводнялась полностью за счет образования конусов подошвенной воды. После проведения изоляционных ра- Оот по данной технологии производился отбор продукции в течение 75 ч. Обводненность нефти составила 25-30%. Таким образом, предлагаемый способ менее трудоемок, так как для его реализации нет необходимости перфорировать водоносный пласт на всю толщину, а достаточно лииь верхний интервал водоносной части толщиной около 0,5м. Поскольку закачку реагентов производят только в зону ВНК, то это требует меньших энергетических затрат при меньших объемах расходуемых реагентов и времени на производство изоляционных работ. Исключаются потери реагентов, так как закачивают нефть с плотностью, превышающей плотность пластовой нефти и меньшей плотности пластовой воды, что обеспечивает ее распределение по пласту строго в зоне водо- нефтяного контакта, чем обеспечивается селективность изоляции. Пикличес- кая закачка реагентов с повышением давления нагнетания от цикла к циклу, начиная с пластового до давления раскрытия трещин, с выдержками между циклами, позволяет достичь создания равномерного непроницаемого слоя - вокруг скважин в зоне ВПК.

Экономия закачиваемых реагентов по предлагаемому способу по сравнению с прототипом видна из следующего со- поставления.

Объем реагентов для реализации обоих способов определяется по формуле

V ,

где m - пористость пласта;

R - радиус распространения по пласту изолируемого слоя, м;

h - толщина изолируемого слоя, м, Отсюда видно, что при одинаковой пористости пласта и радиусе распространения изолируемого слоя объем реагентов будет зависеть только от изолируемой толщины водоносного плас- та, т.е. во столько раз больше толщина изолируемого слоя во сколько раз больше понадобится реагентов, т.е.

Yi Ji.i

V V

Поскольку толщина изолируемой водоносной зоны по известному способу может достигать десятков метров, а по

0

5 0

5

данному не более 0,5 м, то и реагента понадобится в десятки раз меньше.

Таким образом, указанные преимущества предлагаемого способа позволяют повысить эффективность разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой.

Формула изобретения

Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах, включающий вскрытие водоносной части пласта, последовательную закачку углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, и растворитель с последующим отбором нефти через скважину из нефтеносной части пласта, отличающийся тем, что, с целью упрощения способа, снижения расхода реагентов и повышения надежности изоляционного экрана, создаваемого в разнопроницаемых пластах, вскрывают верхний интервал водоносной части пласта, ведут последовательную закачку углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, и растворителя циклически с повышением давления в каждом последующем цикле в пределах от пластового до давления раскрытия трещин, а между циклами эа- качки осуществляют выдержку для снижения забойного давления до пластового, причем в качестве углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, используют нефть плотностью, больше плотности пластовой нефти, но меньше плотности пластовой воды.