СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОД В НЕОБСАЖЕННОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОМ УЧАСТКЕ СТВОЛА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в скважинах с применением тампонажных составов.

Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент RU №2363841, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.08.2009 г., бюл. №22), включающий закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера. Перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем «жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество водоизоляционных работ (ВИР), обусловленное быстрым прорывом изолируемой воды в горизонтальный ствол добывающей скважины вдоль тонкой непроницаемой корки. Это происходит вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорываться в полость горизонтального ствола;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная со сложностью и требовательностью технологии проведения ВИР, связанных с последовательной закачкой водоизоляционных материалов: блокирующей жидкости с оптимальным временем «жизни», полимера, деструктора полимера, при этом необходимо строго соблюдать пропорции закачиваемых материалов, а также время закачки и выдержки;

- в-третьих, невозможность оценить эффективность ВИР, так как после их проведения не контролируется обводненность добываемой продукции, отбираемой из необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, поэтому бесконтрольная эксплуатация такой скважины становится убыточной.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины (заявка RU №2560018 от 08.07.2014 г., опубл. 20.08.2015 г., бюл. №23), включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, закачку через них водоизоляционного материала - смеси из высоковязкой ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающий вдоль водопроявляющий пласт, затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ) и производят изоляцию водопроявляющего пласта до интервала зарезки из добывающей скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность технологии проведения ВИР посредством ашальчинской нефти из-за необходимости соблюдать точность соотношения нефти в смеси, строго соблюдать температурный диапазон, так как исходная ашальчинская нефть имеет температуру 80°C и, если смесь, полученная из нефти, будет иметь температуру ниже 20°C, то ее условная вязкость будет больше 700 с и технологически такую смесь трудно будет закачать. В случае закрепления экрана исходной ашальчинской нефтью необходимо использовать для закачки специальные термоизолированные трубы «термокейс»;

- во-вторых, при закачивании смеси ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти по способу, предложенному наиболее близким аналогом, она устремится по наиболее проницаемым трещинам, а менее проницаемые трещины не будут изолированы и по ним будет поступать вода в горизонтальный ствол эксплуатационной скважины, что приведет к быстрому обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, работы сильно усложняются в зимний период, так как при остывании до температуры 10-20°C и ниже ашальчинская нефть становится непрокачиваемой.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества ВИР, возможность оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта.

Поставленные задачи решаются способом изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включающим извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала.

Новым является то, что перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, причем закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток, при этом закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ, перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины.

Реагенты, применяемые в предложении:

- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al₂O₃) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,5%;

- полиакриламид представляет собой порошок от белого до желтоватого цвета с молекулярной массой 5·10⁶, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20%.

Для доказательства достоверности предлагаемого способа были проведены численные эксперименты на пакетах программы ROXAR по оптимизации способов изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины с использованием гидродинамического моделирования. Цифровая (компьютерная) фильтрационная модель представляет собой нефтяной участок башкирских отложений в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, и дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов. Для условий численного эксперимента была принята модель с длиной горизонтального участка добывающей скважины (ГС) 324 м, а длина вспомогательной ГС - 375 м.

Численные эксперименты показали следующее:

- модель с двойной пористостью и проницаемостью (ДПП) без закачки трассера (водоизолирующего материала). Накопленная добыча нефти - 38,6 тыс. м³, накопленная добыча воды - 1214,2 тыс. м³;

- модель с ДПП с закачкой трассера. Фильтрация водоизолирующего материала открыта по всей поверхности ГС. Накопленная добыча нефти - 42,2 тыс. м³, накопленная добыча воды - 990,0 тыс. м³;

- модель с ДПП с закачкой трассера через нижнюю поверхность ствола вспомогательной скважины, верхняя часть изолирована. Накопленная добыча нефти - 44,4 тыс. м³, накопленная добыча воды - 804,8 тыс. м³;

- модель с ДПП с закачкой трассера. Изоляция производится через нижнюю часть вспомогательного ствола и сбоку в интервалах зарезки и забоя ГС. Накопленная добыча нефти - 50,4 тыс. м³, накопленная добыча воды - 634,1 тыс. м³.

В гидродинамических расчетах принималось, что закачка трассера в зависимости от концентрации трассера меняет значения относительных фазовых проницаемостей от 0,1 до 1 раза. Это происходит за счет изменения подвижности водной фазы при условии, что забойное давление в основном горизонтальном стволе находится в пределах 3,3-4,1 МПа. Если в ячейках нет трассера, то подвижность водной фазы не изменяется. В случае когда ячейка заполнена трассером, особенно в окрестности вспомогательной скважины, подвижность водной фазы уменьшается в 10 раз.

На фиг. 1 приведена оценка эффективности выработки запасов в виде зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от водонефтяного фактора (ВНФ) для различных видов модельных сценариев.

Пример осуществления способа изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины №16645

Из горизонтального ствола добывающей скважины 1 (фиг. 2), пробуренной в карбонатном коллекторе, извлекли насосное оборудование (на фиг. не показано), ниже обсаженного участка пробурили дополнительный ствол 2, вскрывающий пласт, расположенный ближе к кровельной части линии водонефтяного контакта (ВНК). Определили интервалы водопритока, происходящего по трещинам 3 (фиг. 3), вдоль горизонтального участка в основном стволе. Например, геофизические исследования в горизонтальном участке ствола 2 добывающей скважины 1 провели с помощью геофизического комплекса АГАТ - 42, спускаемого на кабеле (на фиг. 2 не показан).

После чего в дополнительный ствол 2 спустили колонну ГТ 4 осевым перемещением от забоя до интервала зарезки второго ствола к устью ГТ с одновременной подачей по ГТ раствора полиалюминия хлорида 15%-ной концентрации. Объем раствора полиалюминия хлорида определяли по формуле:

где R₁ - радиус водоизоляционного экрана, равный 1 м;

R₂ - радиус вспомогательного ствола, равный 0,05 м;

L - длина вспомогательного ствола, равная 350 м;

m - пористость, равная 0,1.

Расчетный объем составил V=54,0 м³.

После закачивания раствора полиалюминия хлорида произвели выдержку в течение одних суток для формирования гидроизоляционного экрана. Для замедления проникновения воды из водопроявляющего пласта в результате огибания гелеобразного экрана 5 (фиг. 3, сечение А-А) произвели ее загущение раствором полиакриламида. Вследствие периодического подсасывания в пласт-обводнитель раствора полиакриламида 0,3%-ной концентрации из основного горизонтального ствола за счет градиента давления между основным и дополнительным стволами при забойном давлении в основном горизонтальном стволе 3,3-4,1 МПа расход раствора полиакриламида при этом не превышал 0,2-0,5 м³/сут. Подсасывание раствора полиакриламида осуществляется автоматически по мере увеличения обводненности в добываемой продукции.

Формирование гидроизоляционных экранов представлено на фиг. 3. Первоначально формируется гелеобразный экран 5 из продуктов взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей пород, причем он формируется в верхней части околоскважинного пространства ствола вспомогательной скважины вследствие закачивания полиалюминия хлорида через ГТ и меньшего сопротивления фильтрации в направлении основного горизонтального ствола.

Второй вязкоупругий экран 6 (фиг. 3) формируется вследствие подсоса раствора полиакриламида через вертикальную эксплуатационную колонну 7, заполненную раствором полиакриламида. Из-за наличия гелеобразного экрана 5 раствор полиакриламида охватывает больший участок и формирует обширный вязкоупругий экран 6 (фиг. 3), что существенно продлевает безводный период добычи продукции.

ВИР, проведенные по предлагаемому способу на скважине №16645, показали, что накопленная добыча нефти увеличилась на 25 тыс. м³, накопленная добыча воды снизилась на 480 тыс. м³ (Эти данные получены по достижении обводненности добываемой продукции 98%).

По мере роста обводненности добываемой продукции выше рентабельной величины изоляционные работы повторяют без подъема скважинного оборудования, как представлено на фиг. 3, 4. Состыковочный узел 8 отсоединяют от проходного пакера 9 типа ПРО, ПГМ, ПДН, при этом срабатывает обратный клапан 10 насоса 11 (фиг. 4), что предотвращает попадание скважинной жидкости в основной ствол добывающей горизонтальной скважины.

Проходной пакер 9 (фиг. 4) также изолирует воду, которая может попадать в продукцию при эксплуатации скважин из дополнительного ствола 2. Колонну НКТ со стыковочным узлом приподнимают и через НКТ спускают ГТ 4 (фиг. 4) с гидравлическим отклонителем 12, который позволяет попасть ему во вспомогательный ствол горизонтальной скважины 2 (фиг. 4).

Таким образом, изоляционные работы, проведенные на скважине, свидетельствуют о повышении качества и технологичности проведения ВИР в зимний период за счет низкой температуры замерзания растворов водоизолирующих материалов, возможности проведения периодических повторных ВИР без подъема скважинного оборудования, а также снижения негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины и получения большой выработки запасов нефти из продуктивного пласта вследствие увеличения депрессии, создаваемой в основном стволе горизонтальной скважины.