способ изоляции притока пластовых вод

Формула изобретения

Способ изоляции притока пластовых вод, включающий установку над водопроявляющей частью пласта пакера, закачку через насосно-компрессорные трубы в водопроявляющую часть пласта тампонирующего агента, а через затрубное пространство в продуктивную часть пласта - углеводородной жидкости и выдержку скважины на время схватывания тампонирующего агента, отличающийся тем, что углеводородную жидкость закачивают перед закачкой тампонирующего агента, продавливают ее в продуктивную часть пласта газом и создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, причем зону повышенного давления создают с радиусом более радиуса закачки тампонирующего агента в водопроявляющую часть пласта и поддерживают давление в этой зоне не менее давления закачки тампонирующего агента.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах.

Известен способ ограничения притока пластовых вод в эксплуатационные скважины путем закачки различных тампонирующих компонентов в обводнившиеся пласты [1].

Недостатком такого способа является снижение проницаемости и не обводнившейся продуктивной части пласта из-за попадания в нее тампонирующего материала при проведении водоизоляционных работ.

Наиболее близким к описываемому способу является способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в установке пакера над водопроявляющим пропластком, закачке через колонну НТК воздуха до установившегося режима фильтрации и тампонирующего состава в потоке воздуха в режиме образования аэрозоля в водопроявляющий пропласток и одновременной закачке через затрубное пространство нефти или стабильного конденсата в газонасыщенную часть пласта с последующей выдержкой скважины на время схватывания тампонирующего агента [2]

Основным недостатком этого способа являются возможные осложнения при освоении продуктивной части после проведения изоляционных работ водопроявляющих пропластков, особенно низко продуктивного газового пласта, поскольку закачиваемая в него углеводородная жидкость для создания барьера тампонирующему агенту снижает содержание газа в призабойной зоне и уменьшает его фазовую проницаемость.

Задачей данного изобретения является сохранение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта с обеспечением качественного тампонирования водопроявляющей части пласта.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа изоляции притока пластовых вод, включающего установку над водопроявляющей частью пласта пакера, закачку через насосно-компрессорные трубы в водопроявляющую часть пласта тампонирующего агента, а через затрубное пространство в продуктивную часть пласта - углеводородной жидкости и выдержку скважины на время схватывания тампонирующего агента, согласно изобретению углеводородную жидкость закачивают перед закачкой тампонирующего агента, продавливают ее в продуктивную часть пласта газом и создают перенасыщенную газом зону повышенного давления, причем зону повышенного давления создают с радиусом более радиуса закачки тампонирующего агента в водопроявляющую часть пласта и поддерживают давление в этой зоне не менее давления закачки тампонирующего агента.

На чертеже представлена схема реализации способа изоляции притока пластовых вод: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - водопроявляющая часть пласта, 4 - продуктивная часть пласта, 5 - фильтр (перфорация), 6 - пакер, УВЖ - углеводородная жидкость, ТА - тампонирующий агент, ВНК (ГВК) - водонефтяной контакт (газо-водяной контакт).

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для изоляции водопроявляющей части пласта 3 в скважину на колонне НТК 2 спускают пакер 6 и устанавливают его над водопроявляющей частью. Далее через затрубное пространство (кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НТК 2) закачивают в продуктивную часть пласта 4 углеводородную жидкость УВЖ (например, нефть или стабильный конденсат) и продавливают ее вглубь пласта газом, создавая таким образом около скважины зону повышенного давления с углеводородной жидкостью перенасыщенной газом. После этого через колонну НТК 2 в водопроявляющую часть пласта 3 закачивают тампонирующий агент ТА, при этом давление в созданной зоне с УВЖ, перенасыщенной газом, поддерживают не менее давления закачки ТА, а размер зоны, насыщаемой ТА, создают не более зоны, располагаемой выше. После окончания тампонирования водопроявляющей части пласта 3 и выдержки скважины на время схватывания тампонирующего агента открывают циркуляционный клапан пакера 6 (на схеме не показан) и скважину (трубное и затрубное пространства) заполняют промывочно-задавочной жидкостью, разгерметизируют пакер 6 и проводят извлечение НТК 2 с пакером 6 на поверхность. После спуска в скважину НТК и установки на устье фонтанной арматуры производят освоение продуктивной части пласта.

Пример реализации способа.

Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в скважине глубиной H = 2000 м, толщина обводнившейся части продуктивного газового пласта h_o = 2 м, толщина его продуктивной части h_r = 5 м, пористость пласта m = 0,15. Тампонирование обводнившейся части пласта проводим на глубину R_та = 2,5 м, тогда объем тампонирующего агента составит

V_та= R²_таh₀m = 5,9 м³.

В качестве углеводородной жидкости, закачиваемой в продуктивную часть пласта, используем конденсат. Его объем составит

V_увж= R²_таh_гm = 14,7 м³.

При определении объема конденсата принимаем радиус заполнения им призабойной зоны продуктивной части пласта равным радиусу тампонирования обводнившейся части, поскольку при продавливании конденсата газом радиус создаваемой зоны повышенного давления будет больше радиуса зоны тампонирования.

Определяем забойное давление при закачке ТА (P_{з та}). Поскольку темпы закачки ТА малы, пренебрегаем потерями давления на трение в НКТ, тогда

P_{з та}= P_{у та}+ H_пж,

где P_{у та} - давление на устье при закачке TA;

_пж- плотность продавочной жидкости.

Забойное давление при закачке газа определяем по барометрической формуле

P_{з г}= P_уe^{(0,03415H/zT)},

где P_у - устьевое давление при закачке газа;

- относительная плотность газа;

z, T - средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости и температура газа соответственно.

Примем для нашего примера = 0,6, z = 0,8, T = 300^oK, _пж= 1100кг/м³. Тогда получаем: P_{з та} = P_{у та} + 22, МПа, P_{з г} = 1,153 P_у, а в процессе реализации способа по вышеописанной схеме для выполнения условия P_{з г} P_{з та} создаем устьевые давления газа и продавочной жидкости, исходя из сообщения: P_уP_{у та}+22)/ 1,153, МПа.

При реализации описываемого способа производится тампонирование только водопроявляющей части пласта без уменьшения фильтрационных параметров его продуктивной части, поскольку выше зоны тампонирования создается газожидкостной упругий барьер, препятствующий проникновению тампонирующего агента в продуктивную часть пласта. А перенасыщение УВЖ закачиваемым газом позволяет плавно поддерживать в продуктивной части пласта давление выше давления закачки тампонирующего агента и быстро осваивать скважину после проведения в ней изоляционных работ.

Литература

1. Булгаков Р. Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976, с. 98-104.

2. Патент РФ N 1804549, кл. E 21 B 33/138, 1993.