Способ разработки обводненной нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу разработки обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности разработки, а также сокращение затрат времени, материальных средств и трудовых ресурсов. Сущность изобретения: способ предусматривает вытеснение нефти закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При возрастании объема воды в продукции скважины ее исследуют на характер обводнения и при отсутствии заколонных перетоков в скважину закачивают жидкости для восстановления проницаемости по нефти, например нефть, гидрофобно-эмульсионные или селективно-водоизолирующие растворы на углеводородной основе. Изменяют направление движения продукции пласта при ее отборе, например, спустив хвостовик глубинного насоса или насос ниже подошвы зоны перфорации для предотвращения образования столба воды в интервале перфорации продуктивного пласта. Для исключения попадания воды и загрязняющих веществ в пласт при проведении различных технологических операций внутри скважины интервал продуктивного пласта разобщают от насоса пакером, снабженным хвостовиком, спускаемым ниже подошвы зоны перфорации. Он имеет в верхней части съемный в скважинных условиях обратный клапан, работающий в сторону закрытия со стороны устья скважины. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки обводненных нефтяных месторождений.

Известны способы обводненных нефтяных залежей [1, 2, 3, 4], включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом, с целью уменьшения отбора воды, через добывающие скважины в нагнетательные скважины закачивают гидрофобизирующие или осадкообразующие растворы, для закупоривания наиболее проницаемых или трещиновато-пористых участков пласта или такие же операции проводят одновременно как через нагнетательные, так и через добывающие скважины.

Известен также способ разработки нефтяной залежи [5], включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и гидрофобизацию водопритоков продуктивного пласта, закачкой в добывающие скважины жидкости для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта, например селективно водоизолирующие растворы на углеводородной основе, с последующим изменением направления движения продукции пласта при ее отборе [прототип].

Общим недостатком аналогов и прототипа является то, что несмотря на определенные успехи в снижении воды в добываемой продукции пласта и повышение добывных возможностей скважин, однако эффективность их кратковременна или прирост по нефти недостаточен для рентабельной эксплуатации.

Задачей настоящего изобретения является снижение затрат времени, материалов при проведении технологических операций по снижению обводненности продукции пласта до уровня, позволяющего вести рентабельную эксплуатацию на различной стадии выработки запасов.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины с помощью глубинного насоса и гидрофобизацией водопритоков продуктивного пласта.

Закачку в добывающие скважины жидкости для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта, например селективно водоизолирующие растворы на углеводородной основе, с последующим изменением направления движения продуктивного пласта при ее отборе.

Новым является то, что обводнившиеся добывающие скважины исследуют на характер обводнения и при отсутствии заколонных перетоков в скважину закачивают, например, нефть, гидрофобно-эмульсионные (ГЭР) или селективно-водоизолирующие растворы на углеводородной основе, а нефть отбирают глубинными насосами, причем для изменения направления движения продукции пласта при ее отборе, спускают хвостовик глубинного насоса или насос ниже подошвы зоны перфорации продуктивного пласта предотвращением образования столба воды в зоне перфорации. А для предотвращения попадания воды и загрязняющих веществ в продуктивный пласт при проведении различных технологических операций внутри скважины интервал продуктивного пласта разобщает от насоса пакером, снабженным хвостовиком, спускаемым ниже подошвы зоны перфорации, верхняя часть которого оборудована обратным клапаном, съемным в скважинных условиях и работающим в сторону закрытия со стороны устья скважины.

Другим отличием предлагаемого способа является также и то, что при увеличении обводнения продукции пласта в процессе разработки, вызванного подъемом закачиваемых вод с образованием конуса воды в призабойной зоне продуктивного пласта, выше уровня, делающего невозможным рентабельную эксплуатацию скважины, нагнетательные скважины, оказывающие влияние на добывающую скважину, отключают, и отбор продукции пласта, одновременно нефти и воды, продолжают до полного опускания конуса воды с последующим проведением водоизоляционных работ с использованием селективно-водоизолирующих растворов, сначала в нагнетательных и затем в добывающих скважинах, с закачкой жидкостей для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта.

Патентные исследования на новизну проводились по патентному фонду института "ТатНИПИнефть" ретроспективностью в 20 лет. Технические решения, как показали предварительные исследования, охарактеризованные такой совокупностью существенных отличительных признаков, не обнаружены, следовательно, можно предположить, что заявленный объект обладает новизной и изобретательским уровнем. Его промышленная применимость подтверждается полным описанием его работы.

Приведенные графические материалы поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображена скважина со спущенным глубинным насосом, хвостовик которого спущен ниже подошвы зоны перфорации; на фиг. 2 - то же, что и на фиг. 1, когда зона продуктивного пласта разобщена пакером от насоса, хвостовик пакера спущен также ниже подошвы зоны перфорации, на верхней части этого хвостовика расположен съемный в скважинных условиях обратный клапан; на фиг. 3 - графическое изображение зависимости фазовой проницаемости пласта от его водонасыщенности (по Леверетту); на фиг. 4 - изменение водонасыщенности при движении фронта воды в однородном пласте; на фиг. 5 - схема распределения жидкости при остановке работы обводненной скважины; на фиг. 6 - схема распределения жидкости обводненной скважины при традиционном методе эксплуатации добывающей скважины; на фиг. 7 - схема распределения жидкости в скважине при ее глушении; на фиг. 8 - условные обозначения.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Обводнение добывающих скважин 1 нефтяной залежи с нагнетательными скважинами для заводнения наступает не сразу, а постепенно. Как показала практика разработки нефтяных залежей вытеснение нефти водой представляет сложный процесс и происходит не только за счет поршневого эффекта. Изменение водонасыщенности продуктивного пласта при движении фронта воды в однородном пласте (по Максимову) изображено на фиг. 4. В процессе заводнения спустя некоторое время наступает момент, при котором по нижней части продуктивного пласта фронт закачиваемой воды подходит к интервалу перфорации, в добывающей скважине обычно это наступает через 2-3 года, см. также фиг. 4 и в результате продукция пласта начинает резко обводняться. Ускорению этого процесса способствует также всасывающий эффект насоса, при котором вода, приподнимаясь по колонне, начинает насыщать водой и верхние части нефтяного пласта, ухудшая тем самым фазовую проницаемость по нефти (см. фиг. 6), и дебит нефти резко падает.

При сложившейся ситуации предлагаемым способом поступают следующим образом.

В обводненных добывающих скважинах 1 нефтяной залежи, разрабатываемой с заводнением через нагнетательные скважины, геофизическими исследованиями устанавливают характер обводнения продуктивного пласта 8. При отсутствии заколонных перетоков в скважину закачивают жидкость для оттеснения воды из призабойной зоны пласта и восстановления его фазовой проницаемости по нефти (см. фиг. 1). В качестве такой жидкости может быть использована нефть, гидрофобно-эмульсионные (ГЭР) или известные селективно-водоизолирующие растворы на углеводородной основе. С целью более глубокого оттеснения ее в пласт, нагнетательные скважины, оказывающие влияние на эту скважину, предварительно отключают. Далее в скважину спускают глубинный насос с хвостовиком (см. фиг. 2) до расположения его башмака ниже подошвы перфорации, что обеспечивает изменение направления движения продукции пласта при ее отборе или глубинный насос спускают на такую же глубину.

Таким образом, оттеснение поступившей воды из водонасыщенной части продуктивного пласта вглубь пласта по водопроявляющим каналам гидрофобизирующей жидкостью или растворами позволит сохранить вышележащую его часть от насыщения водой и сохранить его фазовую проницаемость по нефти. Предотвращение процесса подтягивания конуса воды к фильтру достигается изменением направления движения пластовой жидкости при отборе. При этом поступившая нефть из нефтеносной части пласта сначала заполняет кольцевое пространство над обводненным интервалом пласта, затем под действием всасывающего усилия глубинного насоса поступает в хвостовик через его башмак, что создает эффект обратного конуса, тем самым исключается образование столба воды в стволе скважины в интервале нефтеносной части пласта, следовательно, и сохранение фазовой проницаемости по нефти, а также приводит к продолжительности добычи нефти с меньшим содержанием воды.

Как известно, сильное ухудшение фазовой проницаемости и коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта вызывает блокирование водой призабойной зоны продуктивного пласта при вынужденных остановках работы скважины, например, при необходимости ремонта насоса, колонны и при других ремонтно-изоляционных работах. Схему распределения жидкости при остановке обводненной скважины см. на фиг. 5. Как видно из чертежа столб воды перекрывает продуктивный пласт, насыщает его, снижает его фазовую проницаемость по нефти.

Исследованием установлено [5], что фазовая проницаемость по нефти сильно зависит от водонасыщенности пласта. Так, на опытах Леверетт для убедительности, взяв керосин, обладающий большой проникающей способностью, прокачивал его через керн с различной водонасыщенностью (см. фиг. 3). Из чертежа видно, что при водонасыщенности керна около 20%, фазовая проницаемость по керосину максимальна, то есть 100%. При водонасыщенности 80% - фазовая проницаемость равна 0, керн практически непроницаем для керосина, тем более для нефти.

Для предотвращения пагубного влияния действия столба воды на проницаемость пласта, а также жидкости глушения предлагается зону продуктивного пласта разобщить от насоса, находящегося выше кровли продуктивного пласта (см. фиг. 2). Для этого до кровли продуктивного пласта спускают пакер с хвостовиком, имеющим на верхнем конце съемный обратный клапан, работающий в сторону закрытия со стороны устья скважины. В качестве такого клапана, автономно управляемого в скважинных условиях, можно использовать клапан, разработанный в институте "ТатНИПИнефть". Он также пропускает жидкость из пласта в процессе отбора ее насосом, и препятствует поступлению жидкости в пласт, например жидкости глушения скважины или любой другой технологической жидкости.

При этом нижний конец хвостовика устанавливают также ниже зоны перфорации, как и в вышеописанной технологии.

При использовании этой технологической схемы обеспечиваются следующие положительные результаты.

Происходит постепенная смена столба воды ниже пакера - нефтяным, и скважина с течением времени выходит на естественный режим обводненности с переходом в оптимальный режим эксплуатации с созданием эффекта "обратного конуса", следовательно, исключается эффект самоглушения добывающей скважины за счет разделения нефти и воды в стволе скважины и появления противодавления столба воды на пласт, поскольку башмак хвостовика опускается ниже подошвы перфорации.

Решается задача в борьбе с трудностями, связанными с глушением в определенных геолого-технических условиях скважин, в частности в скважинах с открытым стволом, и где в разрезах пласта имеются зоны поглощения.

При необходимости можно осуществить очистку или обработку призабойной зоны пласта с помощью гидрофобизирующих жидкостей или растворов с использованием гидроимпульсных устройств без подъема пакера, предварительно подняв клапан на поверхность.

При увеличении обводнения продукции пласта в процессе дальшей разработки, вызванного подъемом закачиваемых вод с образованием конуса воды в призабойной зоне пласта выше уровня, делающие невозможным рентабельную эксплуатацию скважины, нагнетательные скважины, оказывающие влияние на эту добывающую скважину, отключают и отбор продукции пласта, одновременно нефти и воды продолжают до полного опускания конуса воды с последующим проведением водоизоляционных работ с использованием селективно-водоизолирующих растворов, сначала в нагнетательных и затем в добывающих скважинах, с закачкой жидкостей для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта.

Источники информации 1. Описание изобретения к заявке N 95103121, 6 E 21 В 43/22, 43/27, опубл. в БИ N 35, 96 г. "Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений" 2. Описание изобретения к заявке N 95108722, 6 E 21 В 43/20, опубл. в БИ N 15, 97 г. "Способ разработки нефтяной залежи".

3. Патент РФ N 2103489, 6 E 21 В 43/22, БИ N 3, 98 г. "Способ разработки обводненной нефтяной залежи".

4. Патент РФ N 2113590, 6 E 21 В 43/22, опубл. в БИ N 17, 98 г. "Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений".

5. Патент РФ N 2085714, 6 E 21 В 43/22, опубл. в БИ N 21, 97 г. от 27.07.97. г. [прототип].

6. Максимов М.Н. "Геологические основы разработки нефтяных месторождений", Москва, "Недра", 1975 г., стр. 534.

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной залежи нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и гидрофобизацию водопритоков продуктивного пласта закачкой в добывающие скважины жидкости для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта, например селективно-водоизолирующие растворы на углеводородной основе, с последующим изменением направления движения продукции пласта при ее отборе, отличающийся тем, что обводнившиеся добывающие скважины исследуют на характер обводнения и при отсутствии заколонных перетоков в скважину закачивают, например, нефть, гидрофобноэмульсионные или селективно-водоизолирующие растворы на углеводородной основе, а нефть отбирают глубинными насосами, причем для изменения направления движения продукции пласта при ее отборе спускают хвостовик глубинного насоса или насос ниже подошвы зоны перфорации продуктивного пласта с предотвращением образования столба воды в зоне перфорации, а для исключения попадания воды и загрязненных веществ в продуктивный пласт при проведении различных технологических операций внутри скважины интервал продуктивного пласта разобщают от насоса пакером, снабженным хвостовиком, спускаемым ниже подошвы зоны перфорации, верхняя часть которого оборудована обратным клапаном, съемным в скважинных условиях и работающим в сторону закрытия со стороны устья скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при увеличении обводнения продуктивного пласта в процессе разработки, вызванного подъемом закачиваемых вод с образованием конуса воды в призабойной зоне продуктивного пласта выше уровня, делающим невозможным рентабельную эксплуатацию добывающей скважины, нагнетательные скважины, оказывающие влияние на добывающую скважину, отключают и отбор продукции пласта, одновременно нефти и воды, продолжают до полного опускания конуса воды с последующим проведением водоизоляционных работ с использованием селективно-водоизолирующих растворов, сначала в нагнетательных, а затем в добывающих скважинах, с закачкой жидкости для восстановления фазовой проницаемости по нефти продуктивного пласта.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8