Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ЭКСПЛУАТАЦИОННУЮ СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей.

Известен способ обработки водонефтяной залежи, заключающийся в создании искусственного экрана путем закачки изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток. Искусственный экран создают радиусом, равным известной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления от 3,0 до 8,0 МПа. Перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка и толщину отсекаемого слоя водонасыщенной части пласта (патент РФ 2015312, кл. E21B 43/22).

Недостатком данного способа является низкая эффективность создания искусственного экрана, представляющего смесь кремнийорганической эмульсии, нефти и воды, который представляет собой гель, способный разрушаться в процессе разработки залежи нефти, что требует его постоянного возобновления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, заключающийся в закачке жидкости разрыва в объеме, обеспечивающем создание трещины гидроразрыва, длиной, равной предварительно определенному радиусу призабойной зоны снижения продуктивности. Уменьшением темпа закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта и при этом закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме созданной трещины, после чего увеличением темпа закачки повышают забойное давление выше давления разрыва пласта, обеспечивающее повторное расширение трещины, и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и части колонны от низа до прорезанных щелей (патент РФ 2055172, кл. E21B 43/26).

К недостаткам данного способа относится то, что процесс гидравлического разрыва должен проводиться с целью снижения размеров депрессионной воронки, возникающей при эксплуатации скважины, чем снижается объем подошвенной воды, поступающей в скважину при добыче нефти и газа, а не увеличения добычи нефти и газа. Кроме этого, длина созданной трещины должна быть ограничена зоной образования депрессионной воронки.

Задачей данного изобретения является ограничение водопритока в эксплуатационную скважину.

Технический результат - повышение эффективности эксплуатации скважин - достигается тем, что в способе, включающем спуск на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора, спуск в скважину насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в НКТ жидкости разрыва, жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, останавливают скважину на технологическую выдержку, вводят скважину в эксплуатацию, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют характер насыщения пласта и положение газоводяного контакта, устанавливают гидропескоструйный перфоратор на 5-10 м ниже газоводяного контакта, проводят гидроразрыв пласта в интервале, вскрытом гидропескоструйным перфоратором, осваивают водонасыщенную часть пласта через насосно-компрессорные трубы, а газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство, ограничение поступления воды в скважину регулируется отбором воды через насосно-компрессорные трубы.

При эксплуатации газоконденсатных скважин возникает необходимость в ограничении поступления подошвенной воды в эксплуатационные скважины. Основной причиной поступления воды в скважину является образование депрессионных воронок, когда подошвенная вода прорывается в продуктивную часть пласта, вызывая раннее обводнение скважины и образование газовых гидратов, что может привести к прекращению эксплуатации скважины. Для борьбы с данным осложнением при эксплуатации скважин устанавливаются технологические экраны для ограничения поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта.

Заявляемый способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину предусматривает перфорирование колонны ниже интервала продуктивного пласта на 5-10 м ниже газоводянного кантакта (ГВК) и проведение гидроразрыва пласта (ГРП), ограниченного размером депрессионной воронки. После проведения ГРП водонасыщенная часть пласта эксплуатируется через НКТ, отделенная пакером от интервала, вскрытого перфорацией газонасыщенной части пласта. Для ограничения поступления воды в скважину при добыче газа достаточно снижать давление подошвенной воды через ее отбор в эксплуатационной скважине.

На чертеже приведена схема осуществления способа.

Сущность изобретения заключается в следующем. Скважину глушат, поднимают подземное оборудование. Проводят геолого-геофизические исследования с целью определения характера насыщения продуктивного пласта и определяют положение ГВК. Спускают на НКТ 2 в скважину гидропескоструйный перфоратор и перфорируют колонну на 5-10 м ниже ГВК. Поднимают НКТ 2 с гидропескоструйным перфоратором на поверхность. Спускают в скважину НКТ 2 с пакером 5, устанавливаемым ниже интервала перфорации 3 газонасыщенного пласта, и проводят локальный ГРП ограниченных размеров по простиранию и разрезу пласта. Для предотвращения отрицательных последствий от ГРП при выборе объектов в скважинах приходится их отклонять, если они не имеют глинистого прослоя 1 толщиной до 3 м внутри водонасыщенной части залежи.

Образование трещины ГРП в ограниченном интервале возможно лишь на определенном расстоянии от скважины. В вертикальных скважинах расположение насадок гидропескоструйного перфоратора параллельно оси НКТ инициирует образование вертикальных трещин, перпендикулярных оси скважины, что обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещин.

При проектировании локального гидроразрыва расчетным путем определяют темп и объем закачки жидкости разрыва, обеспечивающий развитие трещины по длине, равный расчетному радиусу депрессионной воронки. Осуществляют процесс ГРП закачкой жидкости-песконосителя с определенным количеством пропанта, согласно существующим регламентам. После проведения ГРП скважина промывается технической водой, останавливается на технологическую выдержку на сутки и осваивается водонасыщенная часть пласта через НКТ 2.

Предложенное техническое решение позволяет создать в пределах призабойной зоны пласта трещину ГРП высокой проводимости, в результате повышается проницаемость пласта и увеличивается приток пластовой воды в интервале ГРП, которая будет отбираться через НКТ, а через интервал перфорации 3 в затрубном пространстве, разделенном пакером 5 в скважине, производится отбор газа из газонасыщенного пласта. Такой способ оказывается очень эффективным при разработке газоконденсатных залежей, когда поступление воды в газоконденсатную скважину приводит к образованию гидратов и препятствует эксплуатации скважин.

Для оценки эффективности способа ограничения водопритока взята газоконденсатная скважина в зоне ГВК. Перед проведением работ по ограничению водопритока проводится комплекс геолого-геофизических исследований с целью определения газонасыщенности пласта и определяется положение ГВК. Гидроразрыв пласта проводят в нижней части пласта после гидропескоструйной перфорации 4 на 10 м ниже ГВК при толщине пласта 30 м и проницаемости пласта 35·10^-3 мкм². В скважину на глубину 2600 м спускают на НКТ диаметром 73 мм гидропескоструйный перфоратор АП-6М с двумя насадками для прорезания вертикальных щелей. После прорезания щелей поднимают подземное оборудование и приступают к подготовке процесса ГРП. В скважину спускают НКТ диаметром 89 мм с гидравлическим пакером, устанавливаемым ниже интервала перфорации газонасыщенной части пласта. Объем трещины ГРП должен перекрывать размер депрессионной воронки, которая образуются при добыче газа из скважины. Если радиус депрессионной воронки составляет 20 м, то полудлина трещины ГРП должна составлять также 20 м, чтобы удалять подошвенную воду.

Объем трещины ГРП определяют по выражению

V_грп=L·h·a,

где L - полудлина трещины ГРП, м;

h - толщина водонасыщенной части пласта, м;

a - ширина трещины ГРП, м.

Если полудлина трещины ГРП составляет 20 м, толщина водонасыщенной части пласта 10 м, ширина раскрытия трещины ГРП 0,05 м, то объем трещины ГРП составляет 10 м³. Объем жидкости-песконосителя при концентрации пропанта в жидкости 600 кг/м³, насыпной плотности пропанта - 2600 кг/м³, коэффициенте инфильтрации жидкости-песконосителя в пласте - 0,27, определяют по формуле

где V_ЖП - объем жидкости-песконосителя, м³;

V_T - объем трещины ГРП, м³;

C_B - концентрация пропанта в жидкости-песконосителе, кг/м³;

ρ - насыпная плотность пропанта, кг/м³;

K - коэффициент инфильтрации, доли ед.

Тогда объем жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП равен 20,0 м³. Темп закачки жидкости-песконосителя для образования трещины ГРП не превышает 0,25 м³/мин.

После окончания процесса ГРП скважину останавливают на технологическую выдержку в течение суток для перераспределения давления в пласте. Промывают скважину технической водой, осваивают водонасыщенный пласт, через НКТ, вскрытый ГРП, а интервал газонасыщенного пласта через затрубное пространство. После этого скважину глушат, извлекают пакер и внутрискважинное оборудование. Спускают НКТ с пакером, который устанавливают ниже интервала перфорации газонасыщенного пласта, осваивают скважину в газонасыщенном интервале и запускают скважину в эксплуатацию. При эксплуатации скважины ограничение поступления подошвенной воды в газонасыщенный интервал регулируют отбором воды из водонасыщенного интервала по НКТ в данной скважине, а газ поступает в скважину по затрубному пространству.