Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Известен способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающий последовательную закачку в скважину гелеобразующего материала на основе нефелина, разделителя и водного раствора соляной кислоты 14-16% концентрации, где в качестве гелеобразующего материала используют дисперсию концентрата сиенитового алюмощелочного. Проводят технологическую выдержку 2 часа. При этом в скважине происходит изоляция водопритоков и зон поглощения (патент РФ №2224102, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.02.2004 г.).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий подачу в зону изоляции, по крайней мере, в один прием до полного ее насыщения, гелеобразующего материала, в качестве которого используют пульпу концентрата сиенитового алюмощелочного в растворе хлористого кальция с удельным весом не более 1,2 г/см³ при их объемном соотношении 1:1, с производительностью подачи не менее 3 л/с и последующую подачу соляной кислоты 27% концентрации с производительностью подачи 2-6 л/с, при весовом соотношении гелеобразующего материала и соляной кислоты 1:1 (патент РФ №2271445, кл. Е21В 43/32, опубл. 10.03.2006 г. - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность изоляции и кратковременность эффекта. Закачка гелеобразующих составов и последующая кислотная обработка - достаточно сложная технология, в которой подобрать оптимальную концентрацию и объемы закачки составов можно лишь имея точные данные о призабойной зоне пласта, выше и нижележащих пластов и состояния скважины. Реализация данных способов показала, что можно получить отрицательный эффект, а при успешной изоляции продолжительность эффекта не превышает 3 месяцев.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.

Задача решается тем, что в способе ликвидации заколонной циркуляции, включающем выбор добывающей или нагнетательной скважины с притоком или поглощением в выше- или нижележащие водоносные горизонты относительно эксплуатируемого нефтеносного пласта, остановку скважины, закачку в нее состава для ограничения водопритока или водопоглощения, пуск скважины в работу, согласно изобретению в качестве состава для ограничения водопритока или водопоглощения используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна водоносного горизонта не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей при реакции модифицированной воды с пластовой водой водоносного горизонта, в скважину закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40-100°C на забое и с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта, общий объем закачки определяют как 20-300 м³ на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта, при необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании и трубах в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта не менее чем до 95% или при повышении приемистости нагнетательной скважины до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта.

Сущность изобретения

На эффективность ликвидации заколонной циркуляции и продолжительности эффекта значительное влияние оказывает степень снижения проницаемости водоносного горизонта при закачке в него водоизоляционного состава и глубина проникновения данного состава. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно и на длительный период ликвидировать заколонную циркуляцию. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение скважины, нефтеносного и водоносного пластов. Обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - водоносный горизонт, 3 - не коллектор, 4 - скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - цементный камень, 7 - перфорационные отверстия, 8 - участок эксплуатационной колонны с отсутствием цементного камня.

Способ реализуют следующим образом.

Участок залежи представлен двумя пластами: нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 2, разделенных между собой прослоем не коллектора 3 (фиг. 1). Данные пласты вскрывает скважина 4. Рассмотрим случаи добывающей и нагнетательной скважин отдельно.

Добывающая скважина. Скважина 4 обводнена, причем установлено, что причиной обводнения является заколонная циркуляция из водоносного пласта 2 (например, нижнего) ввиду нарушения обсадной колонны 5 и/или цементного камня 6. Определить это можно, например, по иному удельному весу отбираемой воды относительно удельного веса пластовой воды пласта 1.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне при пластовой температуре на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой с пластовой водой водоносного пласта 2 происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для снижения проницаемости водоносного горизонта 2 не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна. Согласно исследованиям, при уменьшении проницаемости менее чем в 10 раз, эффективность ликвидации заколонной циркуляции практически отсутствует, т.к. приток воды из водоносного пласта 2 остается достаточно высоким по сравнению с притоком нефти или жидкости из нефтеносного пласта 1.

После подбора состава такой модифицированной воды ее закачивают нагретой до температуры 40-100°C на забое через трубы с минимальными потерями тепла во внешнюю среду (например, термокейс). Данную операцию необходимо проводить для наибольшего проникновения модифицированной воды в водоносный пласт 2. Высокая температура позволяет при смешении модифицированной и пластовой вод значительно снизить скорость осадкообразования. При этом по мере продвижения модифицированной воды и ее охлаждения скорость осадкообразования будет увеличиваться. Согласно исследованиям при реакции модифицированной воды с температурой менее 40°C в большинстве случаев происходит преждевременное выпадение солей, тогда как закачка при температуре более 100°C экономически не рентабельна ввиду больших затрат на нагрев воды. Конкретное значение температуры в диапазоне 40-100°C определяют предварительно по лабораторным исследованиям и рассчитывают в зависимости от скорости закачки и потерь тепла при нагнетании на тепловых гидродинамических моделях.

Расход модифицированной воды определяют как 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта 2. Согласно расчетам при расходе менее чем 0,5 от максимальной приемистости водоносного горизонта 2 остывание воды происходит быстрее, чем проникновение в пласт, что снижает эффективность водоизоляции. При превышении максимальной приемистости водоносного горизонта 2 возможны нарушения как скважины, так и пластов 1 и/или 2 (например, гидроразрыв).

Общий объем закачки модифицированной воды рассчитывают как 20-300 м³ на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта 2. Расчеты показывают, что для большинства коллекторов данного объема достаточно для ликвидации заколонной циркуляции кальмотированием водоносного пласта 2. Большие объемы закачки более 300 м³/м не желательны ввиду возможного снижения продуктивности нефтеносного пласта 1 из-за поступления в нее закачиваемой модифицированной воды. Объемы менее 20 м³/м недостаточно глубоко проникают в водоносный пласт 2. Более конкретное значение объема закачки определяют по результатам гидродинамического моделирования.

При необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании, трубах и перфорационных отверстиях 7 в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы (например, дифонат). Согласно промысловому опыту менее 2% модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для предотвращения преждевременного выпадения солей при замещении отбираемой воды модифицированной. Тогда как более 5% приводит к отсутствию выпадения солей в призабойной зоне пласта, а для осуществления изоляции водоносного пласта 2 необходимо, чтобы в нем произошло выпадение солей.

Операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта 2 не менее чем до 95%. Согласно расчетам, при обводнении более чем на 95%, провести повторную изоляцию водоносного горизонта 2 с наименьшим воздействием на нефтеносный пласт 1 затруднительно, что может привести к потери притока нефти.

Нагнетательная скважина. Скважина 4 пробурена для нагнетания сточной воды в пласт 1 для целей поддержания пластового давления. Проведенные исследования показали, что основная часть закачиваемой воды идет в водоносный пласт 2 (например, нижний) ввиду нарушения обсадной колонны 5 и/или участком 8 с отсутствием цементного камня 6.

Все операции по закачке модифицированной воды проводят аналогично описанным выше в добывающей скважине. Операции по закачке модифицированной воды в нагнетательную скважину повторяют при повышении приемистости до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта 1.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок залежи представлен двумя пластами: нефтенасыщенным 1 толщиной 4 м и водонасыщенным 2 толщиной 6 м, разделенных между собой прослоем не коллектора 3 толщиной 2 м (фиг. 1). Данные пласты вскрывает добывающая скважина 4.

Нефтенасыщенный коллектор 1 участка залежи залегает на средней глубине 1610 м, начальное пластовое давление составляет 15,8 МПа, давление насыщения нефти газом 6,1 МПа, пластовая температура 30°C, вязкость нефти в пластовых условиях 13,8 мПа·с, проницаемость коллектора меняется в широких пределах - 50-650 мД, общая минерализация пластовой воды - 230,7 г/л, из которых 192,4 г/л приходится на соли NaCl, 8,2 г/л - MgCl₂, 4,3 г/л - MgSO₄, 25,5 г/л - CaCl₂, 0,3 г/л - NaHCO₃, плотность пластовой воды - 1150 кг/м³.

Проницаемость водонасыщенного пласта 2 составляет 200-1900 мД, пластовая температура 30°C, общая минерализация пластовой воды - 245,5 г/л, из которых 198,8 г/л приходится на соли NaCl, 8,9 г/л - MgCl₂, 4,9 г/л - MgSO₄, 32,5 г/л - CaCl₂, 0,4 г/л - NaHCO₃, плотность пластовой воды - 1165 кг/м³, максимальная приемистость 200 м³/сут.

Дебит нефти скважины 4 составляет 0,4 т/сут, жидкости - 48,8 т/сут, обводненность - 99,2%. Текущее пластовое давление в зоне отбора 12 МПа. Приток воды вызван разрушением цементного камня 6 на участке 8 эксплуатационной колонны 5. В результате вода из водоносного горизонта 2 поступает в перфорационные отверстия 7.

Предварительно проводят при пластовой температуре 30°C лабораторные исследования на керне водоносного пласта 2 на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Для этого экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают моделью пластовой воды пласта 2 по известному солевому составу. После чего заводняют данный керн различной модифицированной водой. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей и снижение проницаемости водоносного коллектора 2 в 10 раз при прокачке одного порового объема керна.

В результате исследований определили, что в качестве такой модифицированной воды подходит вода с вышезалегающих карбонатных пластов. Общая минерализация модифицированной воды составляет 192,3 г/л, из которых 109,6 г/л приходится на соли NaCl, 8,2 г/л - MgCl₂, 2,1 г/л - MgSO₄, 60,3 г/л - CaCl₂, 12,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1132 кг/м³. Большое количество солей NaHCO₃ приводит к реакции в пластовых условиях при смешении пластовой и модифицированной вод:

CaCl₂+2NaHCO₃↔CaCO₃↓+2NaCl+H₂O+CO₂↑.

В ходе лабораторных исследований также определяют, что при температуре 60°C и более смешение пластовой воды пласта 2 и модифицированной не приводит к выпадению солей, т.е. указанная реакция не происходит. Расчеты на 3Д-гидродинамической тепловой модели с опцией адсорбции (например, аналогичного полимерного заводнения) показывают, что при температуре закачиваемой воды 100°C, расходе 200 м³/сут (равной максимальной приемистости) и общем объеме закачки 6·300=1800 м³, вода в достаточной степени проникнет в водоносный пласт 2 и снизит проницаемость до уровня, при котором после пуска скважины в добычу основная часть притока будет идти из нефтеносного пласта 1. При этом нефтяной пласт 1 почти «не пострадает» от действия модифицированной воды.

Далее закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 100°C на забое через теплоизолированные трубы для минимизации потерь тепла во внешнюю среду с расходом 200 м³/сут с общим объемом 1800 м³ в течение 9 сут.

Скважину 4 пускают в добычу. Дебит нефти скважины 4 после отбора части закачанной модифицированной воды составил 7,2 т/сут, жидкости - 22,6 т/сут, обводненность - 68,3%. Продолжительность эффекта составила 1 год.

Операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта 2 до 95%. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

По прототипу при прочих равных условиях после закачки водоизоляционного состава дебит нефти скважины 4 составил 4,7 т/сут, жидкости - 28,1 т/сут, обводненность - 83,4%. Продолжительность эффекта составила 3 месяца. Снижение обводненности по предлагаемому способу выше на 15,1%, а продолжительность эффекта - в 4 раза по сравнению с прототипом.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют несколько иные характеристики, проницаемость коллекторов ниже, толщина водонасыщенного горизонта 2 составляет 10 м, а его максимальная приемистость 100 м³/сут. Закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40°C на забое с расходом 0,5·100=50 м³/сут с общим объемом 20·10=200 м³ в течение 4 сут. В первые 2% от общего объема закачиваемой модифицированной воды, т.е. 200·0,02=4 м³ добавляют ингибитор дифонат.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Скважина 4 пробурена для нагнетания сточной воды в пласт 1 для целей поддержания пластового давления, текущая приемистость составляет 180 м³/сут. При этом максимальная приемистость нефтеносного горизонта 1-100 м³/сут. Проведенные исследования показывают, что основная часть закачиваемой воды идет в нижний водоносный пласт 2 ввиду отсутствия цементного камня 6 на участке 8. Проводят закачку модифицированной воды как в примере 1. В первые 5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды, т.е. 1800·0,05=90 м³ добавляют ингибитор дифонат. Далее скважину 4 пускают под нагнетание сточной воды. Приемистость составила 80 м³/сут, продолжительность эффекта - 1 год. Операции по закачке модифицированной воды в нагнетательную скважину повторили при повышении приемистости до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта 1, т.е. более 100 м³/сут.

По прототипу при прочих равных условиях после закачки водоизоляционного состава приемистость скважины 4 составила 130 м³/сут, эффект продолжался 3 месяца. Предлагаемый способ позволил более эффективно ликвидировать поглощение в водоносный пласт 2, а продолжительность эффекта оказалась в 4 раза выше по сравнению с прототипом.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает ликвидацию заколонной циркуляции.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта.