Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах

 

аа (11}

И1)5 Е 21 В 43 32

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ н авт еснамм сеидатвъатвм

ГОСУДЮСТВЕННЫй KOMHTET

ПО ИЗОБЩТаНИЯМ И ОТН1 ЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ ОСОР (21) 4689677/03 (22> 05.04.89 (46) 30.04.91. Бюл. 1,"- 16 (7! ) Татарский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности и Бугульминский комплексный отдел "Природные битумы" Всесоюзного нефтегазового научно-исследова1:ельского института нефтяной промьпппенности (72) К.Г.Мазитов, И.И.Старшов, Л.Г*Нуриахметов и А,M.Ðóäàêîâ (53) 622.245.43 (088.8) (56) Патент С11А !" 3180415, кл. 16632, 1965. (54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОВ!ВЕННЫХ ВОД

В НЕФТЯНЬЖ СКВАЖИНАХ (57) Изобретение относится к нефтедо- бывающей прои-сти. 1!ель — упрощение

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

Целью изобретения является упроще1 ние способа, снижение расхода реагентов и повышение надежности изоляционного экрана, создаваемого в разнопроницаемых пластах.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.

На чертеже обозначены: прибор 1 контроля, задвижка 2, манометр 3, задвижки 4-6, нагнетатепьная линия 7, трубы 8 насосно-компрессорные (НКТ), пакер 9, нефтеносная часть !О пласта, способа изоляции, снижение расхода реагентов и повышение надежности изоляционного экрана, создаваемо. о в раэнопроницаемых пластах. Для этого 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 давления до давления раскрытия трещин. !!ежду циклами закачки осуществляют выдержку для снижения забойного давления до пластового. В качестве углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, используют нефть плотностью больше плотности пластовой нефти, но меньшей плотности пластовой воды. 1 ил. золяционный экра} 1 г, Водоносная часть 12 пласта, зада икки 13 и 1ч, цементировочные агрегаты 15 и 16, "=.мкость 17, компрессор 18, емкость 19.

Способ осуществляют слепующ..м о6разом.

Перед производством рабей известньми методами определяют местоположение и продуктивные характеристики нефтеносной и водоносной частей пласта. 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., паке—

1645477 ром 9. До проведения работ емкость 17 заполняют нефтью, а емкость 19 — газовым бензином. В качестве продавочного материала служит газ, например во здух, на г н ет а емый к омпр есс ор ом 18 .

Объемы нефти и газового бензина определяют расчетным путем в зависимости ! от пористости, перфорированной толщины и радиуса иэолируемой зоны. Причем объем растворителя должен быть в ,3 раза больше объема нефти (согласно лабораторным испытаниям) .

После выполнения укаэанных работ

1 приступают к закачке нефти цементировочным 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- 20 ти в зоне водонефтяного контакта (ПИК) . Причем давление нагнетания повышают от цикла к циклу в пределах от пластового до давления раскрытия трещин. Затем закрывают задвижку 4 и 25 приступают к продавливанию оставшейся в НКТ нефти в пласт. Для этого в иагнетательной линии 7 компрессором

18 создают давление, несколько превышающее давление в НКТ (показания манометра 3), открывают задвижку 5, не останавливая работу компрессора 18.

3а 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 эоны, 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 асфальтенов, что способствует созданию надежного непроницаемого барьера, который исключает образование конусов подошвенной воды.

Давление, при котором закачивают первый и второй агенты в пласт, зависит от их плотностей. При (, Pz(roe (и — соответственно плотности нефти и газового бензина) должно быть соблюдено условие Р <> 1,2 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.

Иеханиэм 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 асфальтенов по предлагаемому способу основан на селективной растворяющей способности газового бензина (растворителя) по отношению к компонентам закачиваемой нефти. Осаждение асфальтенов происходит следующим образом.

Закачивают первую порцию углеводородной жидкости, содержащей асфальтены (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 эакачиваемой порции небольшой. Затем закачивают вторую и третью порции нефти, повышая в каждом цикле давление нагнетания. При необходимости последнюю п ор цию н ефт и э акачивают под давлением, равном давлению гидрораэрыва 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 манометру. 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

1645477 и 111ле},1! е л ff Г1ор ах и ми кр от!1f шинах дан.1ецие сохраняется ца пр ежи с м уронце, в результате чего возникает гра— диецт давления между зонами пласта, !

Во время выдержки под действием перепада давления происходит филырация нефти через стенки трешин в матрицу.

Таким образом, происходит пос1е1.1 ццс.е выравнивание давления, за счет чего 10 достигается равномерное размещение закачанной нефти на контакте фаз пластовой нефти и воды.

Затеи приступают к закачке рас. ворителя, которая аналогична зя качке нефти (циклами и с выдержками межд у ними) . Закачиваемый объем раствор11теля охватывает воздействием всю зону с закачанной нефтью. Он растворяет масла и смолы закачанной нефти по всему радиусу создаваемой непроницаемой зоны. Растворитель це поступас.т в водоносную часть пласта по.ому„ что плотность чистого раствсрителя ц даже плотность раствора растворителя с маслами и смолами меньше плотности пластовой воды и он гравитационцо перераспределяется в нефтеносную часть пласта -. При последующей закачке растворителя пр оисходит вымывание млс ел 30 и смол, а асфальтены oстаются по всей толщине обработанной зочы и образуют надежный непроницаемый слой.

Пример,, гля испытания способа в промысловых условиях была выбрана добывающая скважина, вскрывшая нефтяную залежь, состоящую из нефтецасыщенного пласта в интервале 12261236 и, переходной зоны 1236-1240 м и водоносного пласта, залегающего ца 40 глубине 1240-1271 м с пористостью

157.. Плотность пластовой нефти

0,878 г/см, а пластовой воды

1,17 г/смз .

После выполнения подготовительных 45 работ (перфорация верхней части (0,5 и) водоносного пласта, установка пакера на глубине 1240 м, обвязка устья скважины согласно схеме на чертеже) приступили к осуществлению спо- 50 соба. Сначала определили необходимый объем нефти, равный объему пор, для создания барьера в радиусе 10 м по формул е

1г,"R2 h где m — пористость пласта 0,15;

Р. — радиус воздействия, равный

1О м;

h — толщина изолируемого слоя

0,5 м.

Объем нефти с плотностью 0,916 г/cM ранен 23, 5 и, а газового бензина в

3 раза больше 70,5 и, Согласно описанной технологии нагнетание нефти производилось в три стадии с расходаf1f закачки соответственно 3,5, 6,0

14,0 из с динамикой давления на ус— тьс 6,0; 7,0 и 8,0 Жа (8,0 ИПа давление раскрыл ия трещин) . Последняя порция нефти продавливалась в иэолируе1IEIH участок пласта сжатым воздухом от компрессора. Затем бьиа осуществлена выдержка в течение 15 ч для наиболее полного распределения закачан-: ной нефти по площади и толЩине, после чег<.. начали закачку газовогс бензина пля оеажд:.ция асфальтецов. Нагнетание

em производилсеь также в три цикла с расхсдами соответственно по циклам

10,5, 18,0, 42,0 м при давлениях закачки »а устье 7,5; 8,5 и 10 ИПа с выдержками между циклами по 2 ч. После продавки последней ггорции газовогс. бензина в пласт быпа осуществлена выдержка ц течение 1 сут для полного осаждения асФальтенов.

После заверп1еция изоляцг1оцньгх работ бып поднят пакер, установлен цементный мост до глуб11цы 1238, О и, спушецо глубинно-насосное оборудование и воэ обновлена добыча нефти из цефтецасьппецного пласта .

Первоначальная обводцецность продукции нэФтецаеосного пласта составляла 20,"., которая в процессе эксплуатации o6Bоднилась полностью эа счет образования конусов подошвенной воды. После проведения изоляционньгх работ по данной технологии производился отбор продукции в течение 75 ч.

Обводцецнос ть нефти составила 25-307..

Таким образом, предлагаемый способ менее трудоемок, так как для его реализации нет необходимости перфорировать водоносньп. пласт íà Efcfo толщину, а достаточно лишь верхний интервал водоносной части толщиной около О, 5 м.

Поскольку закачку реагентов про11зводят только в эоцу ВНК, то это требует меньших энергетических затрат при меньших объемах расходуемых реагентов и времени ца производство изоляционных работ. Исключаются потери реагентов, так как закачивают нефть с плотностью, превьш1ающей1 плотность пластовой нефти и меньшей плотности пласто1б45477 вой воды, что обеспечивает ее распределение по пласту строго в зоне водонефтяного контакта, чем обеспечивается селективность изоляции. Пиклическая закачка реагентов с повышением давления нагнетания от цикла к циклу, начиная с пластового до давления р«-;с-крытия трещин, с выдержками между циклами, позволяет достичь создания равномерного непроницаемого слоя. вокруг скважин в зоне ВНК.

Экономия закачиваемых реагентов по предлагаемому способу по сравнению с прототипом видна из следующего сопоставления.

Объем реагентов для реализации обоих способов определяется по формуле щф11г 1

20 где m — пористость пласта;

R — радиус распространения по пласту изолируемого слоя, м;

h — толщина изолируемого слоя, м, 25

Отсюда видно, что при одинаковой пористости пласта и радиусе распространения изолируемого слоя объем реагентов будет зависеть только от иэолируемой толщины водоносного плас- О та, т.е ° во столько раз больше толщина изолируемого слоя во сколько раэ больше понадобится реагентов, т.е, V(2

Поскольку толщина изолируемой водоносной зоны по известному способу может достигать десятков метров, а ло данному не более 0,5 и, то и реагента понадобится в десятки раэ меньше.

Таким образом, укаэанные преимущества предлагаемого способа позволяют повысить эффективность разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой. фор мул а иэобретения

Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах, включающий вскрытие водоносной части пласта, последовательную закачку углеводородной жид,кости, содержащей асфальтены, и раст— воритель с последующим отбором нефти ч ер ез скважину и э нефтеносной части пласта, отличающийся тем, что, с целью упрощения способа, снижения расхода реагентов н 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 давл е ни я в к ажд ом и о след ующе м ци кл е в пределах от пластового до давления раскрытия трещин, а между циклами закачки 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.

1645477

Составитель В. Кошкин

Техред М.Дидык КоРРектоР A Обручар

Редактпр Ю.Середа

Заказ 1330 Тираж 373 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по иэобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-иэдательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101