Способ изоляции зоны водопритока в скважине



Способ изоляции зоны водопритока в скважине
Способ изоляции зоны водопритока в скважине

 


Владельцы патента RU 2416716:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при изоляции зон водопритоков в скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение качества изоляции зоны водопритока в скважине. Для этого проводят закачку в пласт компонентов изоляционного материала, технологическую выдержку и освоение скважины. При освоении проводят циклическое пошаговое освоение скважины в два этапа. На каждом этапе продолжительность каждого цикла назначают как сумму времени отбора жидкости из скважины до создания депрессии с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, времени на структурирование изоляционного материала и времени на восстановление забойного давления до пластового. Время отбора жидкости из скважины до создания минимальной депрессии определяют по кривой создания депрессии на продуктивный пласт при пуске скважины. Время на восстановление забойного давления до пластового определяют по кривой восстановления давления. На первом этапе выполняют 3 цикла освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу равным 0,08-0,12 МПа. На втором этапе проводят до 7 циклов освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, определяемым из уравнения:

, где ΔРmax - это максимально возможная депрессия в скважине на пласт после водоизоляционных работ, МПа, К - количество циклов освоения скважины. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при изоляции зон водопритоков в скважинах.

Важнейшей задачей при эксплуатации обводненной скважины является своевременное осуществление мероприятий по изоляции каналов водопритока или отключению обводненных пластов. Выбор скважин и технологий ведется исходя из обводненности добываемой жидкости, расчетных остаточных запасов нефти, дебита скважины по жидкости и прочностных свойств получаемых экранов. Известно большое количество способов проведения водоизоляционных ремонтов (ВИР) на скважинах, основанных на применении различных глинистых, гелеобразующих составов, осадков, эмульсий и других компонентов, образование которых происходит в результате перемешивания непосредственно в пласте и нередко с последующим гелеобразованием при контакте с пластовой водой (Патенты РФ №2145379, опубл. 10.02.2000, №2356929, опубл. 27.05.2009, №2136879, опубл. 10.09.1999).

Сущность всех методов изоляции сводится к изменению геометрии линий тока жидкости путем изоляции водоподводящих каналов вблизи скважины. При взаимодействии компонентов в пласте реакция происходит преимущественно на границе контактирования реагентов, а не во всем объеме. Это приводит к снижению прочности изоляционного материала и зачастую к выносу изолирующих материалов из пласта продолжающимся притоком воды во время освоения скважины после ремонта. Вынос из пласта применяемых реагентов может привести к нарушению режима подготовки воды, что ведет к увеличению эксплуатационных затрат.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, в котором в нефтяную скважину между пачками инертной жидкости закачивают кремнийорганический тампонажный (изоляционный) материал и выдерживают его в скважине. После выдержки производят освоение скважины в щадящем режиме, т.е. с депрессией в первые 8-12 сут в пределах от 20 до 30% от гидростатического давления. В качестве кремнийорганического материала используют 8-10%-ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане (Патент РФ №2034978, опубл. 10.05.1995 -прототип).

Малая депрессия в первые 8-12 сут способствует снижению выноса изолирующего материала и образованию более сшитых систем при создании депрессии в скважине. Однако некачественное перемешивание изоляционного материала в пласте приводит к его неполному (частичному) структурированию и постепенному его вымыванию из пласта с течением времени.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зоны водопритока за счет более полного перемешивания компонентов изоляционного материала в пласте, а следовательно, более полного его структурирования и упрочнения.

Задача решается тем, что в способе изоляции зон водопритока в скважине, включающем закачку в пласт компонентов изоляционного материала, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению при освоении проводят циклическое пошаговое освоение скважины в два этапа, на каждом этапе продолжительность каждого цикла назначают как сумму времени отбора жидкости из скважины до создания депрессии с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, времени на структурирование изоляционного материала и времени на восстановление забойного давления до пластового, время отбора жидкости из скважины до создания минимальной депрессии определяют по кривой создания депрессии на продуктивный пласт при пуске скважины, время на восстановление забойного давления до пластового определяют по кривой восстановления давления. Эмпирическим путем выведена зависимость, что на первом этапе выполняют 3 цикла освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, равным 0,08-0,12 МПа, на втором этапе проводят до 7 циклов освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, определяемым из уравнения:

,

где ΔPmax - это максимально возможная депрессия в скважине на пласт после водоизоляционных работ, МПа;

К - количество циклов освоения скважины; величина 3 - это количество циклов освоения скважины на первом этапе.

Сущность изобретения

При изоляции зоны водопритока в скважине закачиваемые последовательно компоненты изоляционного материала не перемешиваются полностью в пластовых условиях. В результате структурирование изоляционного материала происходит большей частью лишь на границе контакта компонентов. При этом не создается прочного изоляционного материала, который при освоении скважины может выноситься из пласта. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зон водопритока за счет более полного перемешивания компонентов изоляционного материала в пласте, а следовательно, более полного его структурирования и упрочнения. Задача решается следующим образом.

Снимают кривую создания депрессии на продуктивный пласт при пуске скважины до обработки и определяют время отбора жидкости из скважины до создания заданной депрессии (Т1). Снимают кривую восстановления давления и определяют время на восстановление забойного давления до пластового (Т2). Время на структурирование изоляционного материала определяют по регламентирующему документу на изоляционный материал или опытным путем (Т3).

Работы проводят в два этапа.

На первом этапе выполняют 3 цикла пошагового освоения скважины. Продолжительность каждого цикла определяют как сумму времен: времени отбора жидкости из скважины до создания депрессии с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу 0,08-0,12 МПа, времени на структурирование изоляционного материала и времени на восстановление забойного давления до пластового. Время отбора жидкости из скважины до создания заданной депрессии определяют по кривой создания депрессии на продуктивный пласт при пуске скважины (Т1). Время на восстановление забойного давления до пластового определяют по кривой восстановления давления (Т2). Время на структурирование изоляционного материала определяется по паспортным данным на материал (Т3). Продолжительность Тц каждого из трех циклов на первом этапе освоения скважины равна Тц123.

Проводят 1 цикл пошагового освоения скважины (Тц1), в котором запускают в работу глубинный насос на время T1 и снижают давление в скважине на величину 0,08-0,12 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение времени Твыд23 при Т2, определенном для восстановления давления до пластового при шаге освоения 1, где Твыд - время простоя скважины в каждом цикле на первом этапе освоения.

Проводят 2 цикл (Тц2), в течение которого снижают давление в скважине на величину 0,16-0,24 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение времени Твыд23 при Т2, определенном для восстановления давления до пластового при шаге освоения 2.

Проводят 3 цикл (Тц3), в течение которого снижают давление в скважине на величину 0,24-0,36 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение времени Твыд23 при Т2, определенном для восстановления давления до пластового при шаге освоения 3.

По окончании первого этапа выполняют второй этап освоения скважины.

На втором этапе может выполняться до 7 циклов освоения скважины. Для этого определяют максимально возможную депрессию в скважине на пласт после водоизоляционных работ ΔPmax. ΔPmax определяет геологическая и технологическая служба управления, эксплуатирующая скважину, с учетом определения допустимого давления, при котором эффективность водоизоляционных работ не снижается либо указанна в регламентирующих документах.

Рассчитываем пошаговое изменение депрессии на последующих (до 7) циклах освоения скважины по формуле:

где ΔPmax - это максимально возможная депрессия в скважине на пласт после водоизоляциовных работ, МПа; 0,3 - это среднеарифметическая величина создания депрессии на первом этапе освоения скважины, выполняемой за три цикла, измеряется в МПа; К - количество циклов освоения скважины; величина 3 - это количество циклов освоения скважины на первом этапе. Подбор количества циклов освоения проводят исходя из ΔPmax. В случае если ΔPmax составляет более 15% от пластового давления, то освоение проводят до семи циклов, в случае если ΔPmax от 10-15% пластового - шесть циклов, в случае если ΔPmax от 5% до 10% пластового давления - пять циклов, в остальных случаях освоение скважины проводят за четыре цикла.

Последующее освоение проводят до 7 циклов пуска-остановки скважины с постепенным увеличением депрессии на продуктивный пласт с шагом

согласно формуле

где n - шаг депрессии (1, 2, 3, …, К), Pn - депрессия на продуктивный пласт (МПа) при шаге n, Pn-1 - депрессия (МПа) при шаге n-1.

По кривой создания депрессии определяют время T1, которое необходимо для создания депрессии Pn на пласт при шаге n.

По кривой восстановления давления определяют время восстановления давления в скважине до пластового (Т2) после создания депрессии Pn на продуктивный пласт.

При выполнении каждого из последующих циклов освоения скважины запускают глубинный насос в работу на время T1 и проводят технологическую выдержку в течение времени Твыд23, где Твыд - время простоя скважины в каждом цикле на втором этапе.

Тц, T1, T2, Т3, Твыд может быть выражено в с, мин, час, сут.

После последнего цикла запускают скважину в постоянный режим эксплуатации.

При невозможности длительного освоения скважины время Т2 можно уменьшить на период, в котором происходят незначительные изменения восстановления забойного давления, в течение 24 часов изменение давления не должно превышать 0,05 МПа.

Периодическое пошаговое освоение скважины позволяет смешивать компоненты изоляционного материала в большем объеме и дает дополнительное время для структурирования его в пласте, создавая более прочный и более стойкий к депрессии изоляционный материал и тем самым уменьшая вынос его из пласта при эксплуатации скважины.

В качестве материалов для изоляции могут быть использованы все существующие для этих целей реагенты, при этом дополнительным компонентом может служить пластовая или закачиваемая вода (сточная).

Пример конкретного выполнения

Добывающую скважину до водоизоляционных работ эксплуатируют насосом 20/25-150 RHAM-12-4-2-2 с дебитами в течение 3-х месяцев: по жидкости 9,5 т/сут, по нефти 0,1 т/сут с обводненностью продукции 99%. Снимают кривую восстановления давления (КВД - фиг.1) и кривую создания депрессии при пуске скважины в работу (фиг.2), которые будут являться опорными кривыми для расчета после мероприятия. Для удобства в работе используют шкалу по времени в часах, давление представляют в виде депрессии на пласт в МПа.

Определяют приемистость на 8 м3 в сточной воде 320 м3/сут при давлении 3,5 МПа. Производят водойзоляционные работы на скважине, закачивая:

1 цикл - 2,5 м3 (СНПХ-9633), 3 м3 сточной воды при давлении 4 МПа.

2 цикл - 2,5 м3 (СНПХ-9633), 3 м3 сточной воды при давлении 4,5 МПа.

3, 4, 5, 6, 7 циклы - 2,5 м3 (СНПХ-9633), 3 м3 сточной воды при давлении 5-7 МПа.

Продавливают 10 м3 сточной воды при давлении 6 МПа. Скважину закрывают на 24 часа на реагирование.

Заключительные работы проводят согласно предлагаемому способу.

После мероприятия скважину планируют эксплуатировать с прежней депрессией на пласт Pmax=1 МПа. Время структурирования реагента СНПХ-9633 с водой определено авторами реагента опытным путем и согласно руководящему документу на применение реагента составляет не менее 24 часов, поэтому время Т3, необходимое для его реакции с минерализованной водой, равно 24 часам.

Устанавливают пошаговое изменение депрессии на пласт после водоизоляционных работ. При этом на первом этапе в течение первых 3 циклов освоения скважины создают депрессию на продуктивный пласт, увеличивая ее с шагом 0,1 МПа. Последующее освоение на втором этапе проводят за 7 циклов освоения скважины с постепенным увеличением депрессии на продуктивный пласт с шагом согласно формуле

где К - количество циклов освоения скважины с учетом первых трех предыдущих циклов освоения, n - шаг депрессии (1, 2, 3, …, К), Pn - депрессия на продуктивный пласт при шаге n; Pn-1 - депрессия при шаге n-1.

По индикаторной кривой создания депрессии на продуктивный пласт до обработки (фиг.2) при пуске скважины в работу определяют время Т1, которое необходимо для создания депрессии на пласт при шаге n. Необходимая депрессия на пласт при первом цикле равна 0,1 МПа. От 0,1 МПа доходим до точки пересечения кривой создания депрессии, затем находим проекцию этой точки на ось времени и определяем время, прошедшее от начала пуска скважины до момента создания необходимой депрессии на продуктивный пласт. Для создания депрессии на продуктивный пласт 0,1 МПа (при первом цикле) необходимое время работы скважины в течение времени T1 составит 0,8 часа.

По кривой восстановления давления до обработки (фиг.1) определяем время, необходимое для восстановления забойного давления до пластового, т.е. Т2. Для этого доходим до точки пересечения кривой восстановления давления до депрессии 0,1 МПа, затем находим проекцию этой точки на оси времени - это время, прошедшее от остановки скважины до момента восстановления забойного давления до пластового. При создании депрессии на пласт 0,1 МПа время, необходимое до полного восстановления забойного давления, равно 90 часам. Время взаимодействия компонентов изоляционного материала Т3 равно 24 часам. Исходя из расчетов время технологической выдержки (простоя скважины) при создании депрессии 0,1 МПа равно Твыд=90+24=114 часов.

Время первого цикла на первом этапе равно Тц1=0,8+114=114,8 часа при создании депрессии на пласт 0,1 МПа. Дальнейший расчет последующих циклов представлен в таблице освоения скважины.

Показатель Шаг депрессии Итого
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
n, МПа 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1
Т1, час 0.8 1.8 2.6 4 5.3 7.1 12.4 14.7 19.5 80 148,2
Т2, час 90 92 92.4 92.9 93.5 93.6 93.7 93.8 93.9 93.9 929,7
Твыд, час 114 116 116.4 116.9 117.5 117.6 117.7 117.8 117.9 117.9 1169,7
Тц, час 114.8 117.8 119 120.9 122.8 124.7 130.1 132.5 137.4 197.9 1317,9

Освоение скважины в результате пошагового создания депрессии на продуктивный пласт проводилось в течение 1317 часов.

В результате по сравнению с прототипом повышается эффективность изоляции зоны водопритока. В скважине при эксплуатации не наблюдалось выноса изоляционных материалов, а обводненность продукции снизилась на 30%, еще большее снижение темпов обводнения добываемой продукции увеличило срок продолжительности эффекта на 20%.

Изменение шага увеличения депрессии от цикла к циклу в пределах от 0,08 до 0,12 МПа приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного изобретения позволит решить задачу повышения эффективности работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах.

Способ изоляции зоны водопритока в скважине, включающий закачку в пласт компонентов изоляционного материала, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что при освоении проводят циклическое пошаговое освоение скважины в два этапа, на каждом этапе продолжительность каждого цикла назначают как сумму времени отбора жидкости из скважины до создания депрессии с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, времени на структурирование изоляционного материала и времени на восстановление забойного давления до пластового, время отбора жидкости из скважины до создания минимальной депрессии определяют по кривой создания депрессии на продуктивный пласт при пуске скважины, время на восстановление забойного давления до пластового определяют по кривой восстановления давления, на первом этапе выполняют 3 цикла освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу равным 0,08-0,12 МПа, на втором этапе проводят до 7 циклов освоения скважины с шагом увеличения депрессии от цикла к циклу, определяемым из уравнения
, где
ΔPmax - это максимально возможная депрессия в скважине на пласт после водоизоляционных работ, МПа,
К - количество циклов освоения скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении дебита пластов в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения тепловых параметров подземных структур на основе скважинных динамических тепловых измерений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для опрессовки и исследования скважин, а также при капитальном и текущем ремонте скважин.

Изобретение относится к области гидрогеологии и может найти широкое применение при ведении объектного мониторинга подземных вод на действующих скважинных водозаборах.

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов (нефть, газ, газоконденсат и пр.) и предназначено для измерения давления и/или температуры в затрубной (призабойной) и/или трубной зонах в добывающей, нагнетательной или пьезометрической скважине, имеющей одну или несколько эксплуатационных объектов, в частности при одновременно-раздельной добыче или закачке, или исследовании пластов одной скважины.

Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и предназначено для определения тепловых свойств горных пород.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и в частности к геофизическим исследованиям, и предназначено для измерения температуры в скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам, применяемым при вскрытии продуктивных пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения свойств пластов, окружающих подземную скважину. .
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий в процессе бурения.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к способу установки пакера при отборе воды из нагнетательной скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к контролю фильтрационных потоков. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки жидкости в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт посредством нагнетательных скважин и приуроченных к куполообразным поднятиям.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением водогазовой смеси - ВГС. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения
Наверх