способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины

Формула изобретения

Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающийся в том, что останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа, останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта, пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции, эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа, при этом объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по формуле:

V_З 3,14×m×h×R²,

где V _З - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины.

Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, включающий прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже 30°C, закачку оторочки безводной нефти, закачку водного раствора хлорида кальция (хлористого кальция) с плотностью не ниже 1500 кг/м³, продавливание данного раствора в пласт пресной водой, формирование фильтра закачиванием 25-30% суспензии в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25% вес. реагента (РДН) для добычи нефти (патент РФ № 2164589, МПК E21B 43/08, опубл. 27.03.2001).

Недостатком известного способа является то, что снижение водопритока достигают тампонированием путей поступления воды кристаллами хлористого кальция, выпадающими из водного раствора хлористого кальция из-за уменьшения растворимости при снижении температуры. Указанные кристаллы подвержены растворению водой, содержащейся в пласте, и эффект от подобных работ, как правило, кратковременный.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м³, проведение технологической выдержки в течение 8-12 ч, закачку оторочки из углеводородной жидкости и подогретого до температуры 70-90°C стекла жидкого натриевого и проведение выдержки в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого (патент РФ № 2494229, кл. E21B 33/138, опубл. 27.09.2013 - прототип).

Недостатком прототипа является сложность процесса, а в большинстве случаев невозможность его воспроизведения, вызванная тем, что при малейшем снижении температуры ниже 70°C растворы становятся пересыщенными и происходит выпадение в осадок хлористого кальция или жидкого стекла. Избежать снижения температуры на забое скважины невозможно, следовательно невозможно избежать кольматации перфорационных отверстий и околоскважинной зоны вблизи перфорационных отверстий. Дебит скважины неизбежно снижается.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности водоизоляционных работ.

Задача решается способом уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающимся в том, что останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа, останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта, пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции, эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа, при этом объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по формуле:

V_З 3,14×m×h×R²,

где V_З - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.

Сущность изобретения

Залежи 302-303 Ромашкинского нефтяного месторождения, стратиграфически приуроченные к среднему карбону, обладают сложным геологическим строением и относятся к массивному типу. Продуктивные отложения залежей № 302-303 представлены сложными неоднородными карбонатными коллекторами, переслаивающимися с глинистыми карбонатными отложениями, гипсами и аргиллитами. Коллекторы имеют значительную расчлененность, от 2 до 5 пропластков. Нефтенасыщенные пропластки имеют различную толщину и в некоторых скважинах достигают 23 м. Данные залежи характеризуются сильно развитой вертикальной трещиноватостью вмещающих пород, повышенным значением вязкости нефти (122-131 мПа·с) и водонапорным режимом, что способствует ускоренному продвижению подошвенной воды вдоль вертикальной оси скважины.

В результате образуется неустойчивый раздел водонефтяного контакта залежи, который в зависимости от дебитов скважины и экранирующих свойств перекрывающих пород, прорывается к забою добывающих скважин, что приводит к преждевременному обводнению добываемой продукции и переводу скважин в нерентабельный фонд.

На сегодняшний день более 360 добывающих скважин залежей 302-303 относятся к категориям низкорентабельных и убыточных скважин. Для перевода данных скважин в категорию рентабельных при наличии невыработанных запасов нефти требуется проведение геолого-технических мероприятий, т.е. водоизоляционных работ с привлечением бригад подземного или капитального ремонта скважин. Водоизоляционные работы являются дорогостоящими и не всегда приводят к ожидаемым результатам. Кроме того, прочностные свойства изолирующих составов в пластовых условиях со временем ухудшаются, что предопределяет необходимость повторных водоизоляционных работ на скважинах.

Для сокращения материальных затрат и перевода нерентабельных скважин в категорию рентабельных, для повышения эффективности водоизоляционных работ предлагается способ водоизоляционных работ в добывающих скважинах, эксплуатирующих карбонатные отложения залежей 302-303. Суть данного метода заключается в проведении водоизоляционных работ в добывающих скважинах закачкой по межтрубному пространству высокоминерализованной воды в обводненные высокопроницаемые зоны карбонатного коллектора с использованием стандартной серийно выпускаемой спецтехники типа насосного агрегата, автоцистерны. Результатом применения данного способа водоизоляционных работ является снижение обводненности добываемой продукции и перевода скважин в категорию рентабельных без проведения дорогостоящих геолого-технических мероприятий и без привлечения бригад подземного или капитального ремонта скважин.

Снижению обводненности добываемой продукции скважин способствует проведение водоизоляционных работ в скважине путем закачки в продуктивный пласт высокоминерализованной воды удельного веса 1,175-1,185 г/см³, попутно добываемой из скважин, эксплуатирующих терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона. Эффект достигается за счет проникновения высокоминерализованной воды по системе вертикальных трещин в высокопроницаемые обводненные «родной» пластовой водой удельного веса 1,012-1,020 г/см³ зоны карбонатного коллектора. Закаченная высокоминерализованная вода находится в обводненной зоне пласта в течение продолжительного времени от 3 до 6 месяцев из-за сравнительно низкого пластового давления порядка 6,5-7,5 МПа и отсутствия системы поддержания пластового давления на залежах 302-303. В результате происходит блокировка «легкой» подошвенной воды закаченной «тяжелой» высокоминерализованной водой в наиболее проницаемых трещинах и обводненных зонах пласта. В результате блокирования высокопроницаемых трещин и обводненных зон в активное дренирование подключаются менее проницаемые нефтяные зоны пласта, что приводит к снижению обводненности добываемой продукции скважины.

Способ выполняют следующим образом

Водоизоляционные работы проводят по затрубному пространству скважины (кольцевой зазор между внутренней стенкой эксплуатационной колонной диаметром 146 мм или 168 мм и наружной стенкой колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм).

Останавливают добывающую скважину. Устанавливают фланец с быстросъемным соединением на затрубной задвижке. Обвязывают насосный агрегат с устьем скважины и автоцистерной с высокоминерализованной водой. Опрессовывают нагнетательную линию на полуторократное давление закачки, предусмотренное планом работ. Открывают затрубную задвижку при открытой линейной задвижке на колонне насосно-компрессорных труб. Насосным агрегатом закачивают расчетный объем (объем затрубного пространства) высокоминерализованной воды в затрубное пространство до глубины подвески насоса, не превышая при этом давления, указанного в плане работ. Останавливают насосный агрегат. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление. Производят закачку в пласт расчетного объема (формула 1) высокоминерализованной воды в постоянном режиме работы насосного агрегата при давлении от 7,5 до 10,0 МПа для проникновения воды в высокопроницаемые водоносные трещины пласта. При этом давление не должно превышать максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну (согласно плану работ) и давление гидроразрыва (из практического опыта для залежей 302-303 около 12 МПа). Останавливают насосный агрегат. Закрывают задвижки. Разбирают обвязку насосного агрегата. Закрывают скважину под давлением ориентировочно на 24-48 часов до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Производят пуск скважины в работу с выводом на постоянный режим работы в течение до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции. Эксплуатируют скважину с минимальными значениями депрессии на пласт порядка 0,5-1,5 МПа.

Объем закачиваемой высокоминерализованной воды определяют расчетным путем по формуле:

V _З 3,14×m×h×R²,

где V_З - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, 2-4 м, в зависимости от приемистости пласта, м. По сравнению с другими применяемыми методами на 302-303 залежах закачка высокоминерализованной воды не требует привлечения бригад подземного и капитального ремонта, что положительно сказывается на эффективности и сроке окупаемости данного способа по сравнению с другими. Закачка высокоминерализованной воды не требует дополнительных затрат. Средняя стоимость одной скважинной обработки составляет 43700 рублей, что на порядок ниже по сравнению со стоимостью применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Пример конкретного выполнения

Проводят мероприятия по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, спущенной на глубину 832 м с искусственным забоем на глубине 827 м. Эксплуатируемый объект: каменноугольная система, намюрский ярус, протвинский горизонт. Интервалы перфорации: 794-798 м. Глубинно-насосное оборудование: штанговый насос - 25-125RHAM-12-4-2-3, глубина спуска 760 м; насосно-компрессорные трубы (гладкие) диаметром 73 мм с 40 метровым хвостовиком с глубинным дозатором, заправленным антикоррозийным ингибитором СНПХ-1004); штанги диаметром 19 мм. Текущий забой: 827 м. Технологический режим: дебит жидкости - 6 м³/сут., дебит нефти - 0,1 т/сут., обводненность - 98%, пластовое давление - 6,6 МПа, забойное давление 6,3 МПа.

Останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду плотностью 1,18 г/см ³ в объеме 8 м³, т.е. в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление.

Определяют объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды по формуле:

V_З=3,14×m×h×R ²=3,14·0,29·13,5·2=24,58 м³

где V_З - объем закачки, м³;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.

Проводят закачку в пласт определенного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении от 7,5 до 10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта в течение 48 часов. Пускают скважину в работу с выводом на постоянный режим работы в течение 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт в пределах от 0,5 до 1,5 МПа.

В результате работ дебит скважины остался прежним и составил 6 м³/сут, дебит нефти повысился с 0,1 до 3,8 т/сут, обводненность снизилась с 98 до 36%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность водоизоляционных работ.