Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину.

Известен способ ограничения водопритоков в добывающую скважину, включающий приготовление и закачку под давлением через перфорацию продуктивной зоны водонефтяных эмульсий (книга «Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов», Кадыров P.P. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007, стр.275).

Недостатком способа является низкая эффективность изоляционных работ из-за выдавливания водонефтяных эмульсий из области их размещения в скважину при создании депрессии на продуктивную зону.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, откачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части. Устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта. Затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта. В процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера (патент РФ №2386795, опубл. 20.04.2010 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что часть добываемой нефти расходуется в водоносную часть пласта. Производительность скважины снижается. Кроме того, образующаяся в пласте нефтяная эмульсия нестойка и легко вытесняется потоком воды к скважине. Эффективность водоизоляционных работ остается невысокой. Все это приводит к повышению обводненности добываемой продукции.

В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции.

Указанная задача решается способом ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину, включающим перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону.

Новым является то, что предварительно перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом, причем изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону.

Сущность изобретения заключается в том, что благодаря созданию условий для возможности втягивания изолирующего материала в водоносную зону при депрессии на продуктивную зону можно синхронизировать процесс образования каналов для тока воды к интервалу перфорации продуктивной зоны с процессом размещения изолирующего материала в водоносной зоне.

На фиг.1 изображена условная схема реализации способа.

Способ реализуют следующим образом.

Перфорируют эксплуатационную колонну 2 против продуктивной зоны 3. Дополнительно перфорируют верхнюю часть 4 водоносной зоны 5 и определяют пластовые давления в продуктивной и водоносной зонах. Установкой пакера 6 разобщают интервалы перфорации 1 и 4. Спускают колонну лифтовых труб 7 с глубинным насосом 8 и дополнительную колонну труб 9 до герметичной фиксации ее нижней части в пакере 6. Дополнительную колонну 9 на устье скважины соединяют с емкостью 10 с изолирующим материалом с плотностью, обеспечивающей эквивалентность величины давления столба изолирующего материала и определенной исследованиями величины пластового давления в водоносной зоне 5. Заполняют всю дополнительную колонну труб 9 изолирующим материалом.

Вызывают приток пластовых флюидов и осуществляют добычу нефти по колонне лифтовых труб 7 из скважины при депрессии на продуктивную зону 3, созданной работой глубинным насосом 8.

При депрессии на водонефтяной пласт с подошвенной водой в его водоносной зоне 5 снижается пластовое давление и инициируется движение пластовой воды к интервалу перфорации 1 продуктивной зоны 3 вследствие конусообразования.

За счет непосредственного контакта изолирующего материала с пластовой водой через перфорацию 4 водоносной зоны 5 происходит его втягивание в каналы, по которым движется пластовая вода.

Изолирующий материал перемещается в потоке пластовой воды до первого контакта с нефтью и при взаимодействии с нефтью образует водонепроницаемый экран.

В качестве изолирующего материала возможно использовать растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые при контакте с нефтью высаживают из нее смолистые, асфальтеновые и парафиновые вещества в виде тонкодисперсных частиц, тампонирующие пути тока воды, а также растворы алкилированной серной кислоты.

Пример конкретного выполнения способа

Предлагаемый способ реализован на добывающей скважине. Скважина пробурена долотом диаметром 215 мм до глубины 1750 м и в разрезе скважины в интервале 1710-1715 м выделена нефтенасыщенная зона, а в интервале 1715-1730 м - водоносная зона. В скважину спущена эксплуатационная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки, равной 8 мм, и зацементирована до устья. Эксплуатационная колонна перфорирована перфоратором ПКС-105 против нефтенасыщенной зоны в интервале 1710-1712 м и дополнительно перфорирована против верхней части водоносной зоны в интервале 1715-1715,5 м. В этих интервалах глубинным манометром определены величины гидростатического давления столба скважинной жидкости, равные 19,69 МПа и 19,73 МПа соответственно, при плотности скважинной жидкости, равной 1150 кг/м³.

В эксплуатационной колонне на глубине 1714 м установлен пакер-гильза и спущена колонна лифтовых насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм со штанговым насосом, прием которого расположен на глубине 1250 м. В эксплуатационную колонну также спущена дополнительная колонна труб с наружным диаметром 30 мм, нижняя часть которой, оснащенная уплотнительными манжетами, герметично зафиксирована в гильзе пакера.

Дополнительная колонна труб заполнена водным раствором алкилированной серной кислоты плотностью 1148 кг/м³ и напорным трубопроводом связана с емкостью для содержания водного раствора алкилированной серной кислоты, свободная поверхность которого расположена на 3 м выше устья скважины.

Скважина введена в эксплуатацию с установившимся дебитом нефти, равным 13 т/сут, при динамическом уровне на глубине 60 м, осуществляют добычу нефти плотностью 790 кг/м³, приведенной к пластовым условиям.

Через трое суток эксплуатации на установившемся режиме при депрессии на продуктивную зону, равной 6,69 МПа, отмечено снижение в емкости уровня водного раствора алкилированной серной кислоты, продолжавшееся 13 часов. При этом установлено, что в водоносную зону через дополнительные перфорационные отверстия в верхней ее части втянуто 0,473 м³ водного раствора алкилированной серной кислоты. Периодический замер содержания воды в продукции скважины показал кратковременное наличие следов воды в нефти.

Через 67 суток эксплуатации отмечено повторное снижение в емкости уровня водного раствора алкилированной серной кислоты, продолжавшееся четыре часа. Также установлено, что при этом в водоносную зону через перфорационные отверстия втянуто 0,147 м³ водного раствора алкилированной серной кислоты. Замер содержания воды в продукции скважины показал отсутствие следов воды в нефти.

После этого скважина продолжала работать в режиме добычи безводной нефти до планового подземного ремонта в течение 575 суток.

Таким образом, предлагаемый способ является высокоэффективным мероприятием по ограничению притока пластовых вод в добывающую скважину и может при широком внедрении принести значительный технологический эффект.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ.