SU1645477A1 - Способ изол ции подошвенных вод в нефт ных скважинах - Google Patents

Description

t

С21) 4689677/03

(22) 05.04.89

(46) 30.04.91. Бюл. У 16

(71)Татарский государственный научно- исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности и Бугуль- минскш - комплексный отдел Природные битумы Вс союзного нефтегазового нэ- учно-исследоват ельского института нефт ной промьпппеннсстн

(72)К.Г.Мазутов, М.И.Стартов, Л.Г.Нуриахметон и А.М.Рудаков

(53)622.245,43 (088.8)

(56)Патент США 3180415, кл. 166- 32, 1965.

(54)СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

(57)Изобретение относитс  к нефтедобывающей пром-сти. Цель - упрощение

способа изол ции, сни е.ше раглода реагентов и повышение надежности изол ционного экрана$ создаваемого в раэнопроницаемых пластах. Дл  этого вскрывают верхний инт ервал водоносной части пласга. Ведут последовательную закачку углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, и растворител  циклически с повышением давлени  в каждом последующем цикле в пределах от пластового давлени  до давлени  паскрыти  трещин. Между циклами а- качки осуществл ют вьдержку дл  сни жени  забойного давлени  до пластового . В качрстве углеводородной /квдкос- ти, содержащей асфальтены, используют нефть плотностью больле плотности пластовой нефти, но меньшей плотности пластовой воды. 1 ил.

О

it

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу изол ции подошвенных вод в нефт ных скважинах,

Целью изобретени   вл етс  упрощение способа, снижение расхода реаген-1 тон и повышение надежности изол ционного экрана, создаваемого в разнопро- ницаемых пластах.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.

На чертеже обозначены: прибор 1 контрол , задвижка 2, манометр 3, задвижки 4-6, нагнетательна  лини  7, трубы 8 насосно-компрессорные (НКТ), пакер 9, нефтеносна  часть 10 пласта,

изол ционный экран 11. водоносна  часть 12 пласта, задвижки 13 и 1ч, цементировочные агреглзы 15 и 16, м- кость 17, компрессор 18, емкость 19.

Способ осуществл ют следующий б- разом.

Перед производством рабо. известными методами определ ют местоположение и продуктивные характеристики нефтеносной и водоносной частей птас- та. Далее перфорацией вскрывают верхнюю часть водоносной зоны пласта . Спускают насосно-компрессорные трубы до кровли водоносного пласта и герметично разобщают нефтеносную и водоносную зоны пласта, например тке Of

Ј

М

ром 9. До проведени  работ емкость 17 заполн ют нефтью, а емкость 19 - газовым бензином. В качестве продавоч- ного материала служит газ, например воздух, нагнетаемый компрессором 18„ Объемы нефти и газового бензина определ ют расчетным путем в зависимости от пористости, перфорированной толщины и радиуса изолируемой зоны. При- чем объем растворител  должен быть в ,3 раза больше объема нефти (согласно лабораторным испытани м).

После выполнени  указанных работ приступают к закачке нефти цементиро- вочным агрегатом 15, Ее осуществл ют в три цикла с объемом закачки соответственно 15,25 и 60% от общего ее объема и выдержками между циклами с целью равномерного распределени  неф- ти в зоне водонефт ного контакта (ВПК). Причем давление нагнетани  повышают от цикла к циклу в пределах от пластового до давлени  раскрыти  трещин . Затем закрывают задвижку 4 и приступают к продавливанию оставшейс  в НКТ нефти в пласт. Дл  этого в нагнетательной динии 7 компрессором 18 создают давление, несколько превышающее давление в НКТ (показани  ма- нометра 3), открывают задвижку 5, не останавлива  работу компрессора 18. За снижением уровн  в НКТ след т по показани м прибора 1 (например, система контрол  уровн  СКУ-1). После ввода всего расчетного объема нефти в нагнетаемую зону пласта делаетс  выдержка в течение времени, достаточного дл  снижени  забойного давлени  до пластового, что обеспечивает более равномерное распределение закачанной нефти на границе нефть - вода„

Затем производ т закачку газового бензина в ту часть водоносной зоны, где находитс  закачанна  нефть. Объем его в три раза больше объема нефти. Закачку его осуществл ют также циклически с расходом по циклам соответственно 15,25 и 60% от общего объема и с повышением давлени  нагнетани  от цикла к циклу до давлени  раскрыти  трещин. После закачки всего расчетного объема растворител  делаетс  выдержка дл  полного осаждени  асфаль- тенов, что способствует созданию на- дежного непроницаемого барьера, который исключает образование конусов подошвенной воды.

Q

5

5

0

5

Давление, при котором закачивают первый и второй агенты в пласт, зависит от их плотностей. При 0, рг(где Р и Pz соответственно плотности нефти и газового бензина) должно быть соблюдено условие Р. 2 Р (где Р и Р - соответственно давлени  нагнетани  нефти и газового бензина). Далее скважину ввод т в эксплуатацию, т.е. начинают отбор продукции из нефтеносной зоны через эту же скважину.

Механизм процессов, происход щих при осуществлении способа следующий„ Пласты, как правило обладают слоистым строением и анизотропией свойств, св занных с осадконакоплением. Обычно слои залегают горизонтально и благодар  наличию межслоевых прослоек глины , вертикальна  проницаемость гораздо меньше. Процесс осаждени  асфаль- тенов по предлагаемому способу основан на селективной раствор ющей способности газового бензина (растворител ) по отношению к компонентам закачиваемой нефти. Осаждение асфальте- нов происходит следующим образом.

Закачивают первую порцию углеводородной жидкости, содержащей асфальте- ны (нефти), в верхний перфорированный интервал водоносной части пласта под давлением, несколько превышающем начальное пластовое. В этом случае нефть внедритс  только в наиболее проницаемые участки пласта и займет незначительную площадь вокруг скважины , так как объем закачиваемой порции небольшой. Затем закачивают вторую и третью порции нефти, повыша  в каждом цикле давление нагнетани . При необходимости последнюю порцию нефти закачивают под давлением, равном давлению гидроразрыва пласта. | Кажда  последующа  порци  закачиваемой нефти проталкивает вглубь пласта предыдущую, одновременно охватыва  по толщине новые менее проницаемые участки.

Причем между циклами закачки нефти осуществл ют выдержку, котора  определ етс  временем восстановлени  забойного давлени  до пластового,значение которого контролируетс  по ма- нометру. Это врем  зависит от величины давлени  закачки, физико-химических свойств закачиваемой жидкости, коллекторских свойств пласта и др. Первоначально закачиваема  нефть внедр етс  в трещины, повыша  в них

516

дагшеы с, а л пирах и микроттп чтинлх давление сохран етс  на прежнем уровне , в результате чего возникло градиент давлени  между зонами пласта , По врем  вьщержки под деист пием перепада давлени  происходит фильтраци  нефти через стенки трещин в матрицу. Таким образом, происходит постегепное выравнивание давлени , за счет чего достигаетс  равномерное размещение закачанной нефти на контакте фаз пластовой нефти и воды.

Затем приступают к закачке растворител , котора  аналогична закачке нефти (циклами и с вьщержками между ними). Закачиваемый объем растворител  охватывает воздействием всю зону с закачанной нефтью. Он раствор ет масла и смолы закачанной нефти по всему радиусу создаваемой непроницаемой зоны. Растворитель не поступает в водоносную часть пласта потому, что плотность чистого растворител  и даже плотность раствора растворител  с маслами и смолами меньше плотности пластовой воды и он гравитационно перераспредел етс  в нефтеносную «асгь пласта При последующей закачке растворител  происходит вымывание масел и смол, а асфальтены остаютс  по всей толщине обработанной зоны и образуют надежный непроницаемый слой.

Пример. Дл  испытани  способа в промысловых услови х была выбрана добывающа  скважина, вскрывша  нефт ную залежь, состо щую и нефтенасы- щенного пласта в интервале 1226- 1236 м, переходной зоны 1236-1240 м и водоносного пласта, залегающего на глубине 1240-1271 м с пористостью 15%. Плотность пластовой нефти 0,878 г/см3, а пластовой воды 1,17 г/см3 .

После выполнени  подготовительных работ (перфораци  верхней части (0,5 м) водоносного пласта, установка пакера на глубине 1240 м, обв зка усть  скважины согласно схеме на чертеже ) приступили к осуществлению спо- с оба. Сначала определили необходимый объем нефти, равный объему пор, дл  создани  барьера в радиусе 10 м по формуле

V rtfR n,

где m - пористость пласта 0,15;

R - радиус воздействи , равный 10 м;

776

h - толщина изолируемого сло 

0,5 м.

Объем нефти с плотностью 0, 9 1 6 г/см равен 23,5 м3, а газового бензина в 3 раза больше 70,5 м3 , Согласно описанной технологии нагнетание нефти производилось в три стадии с расходами закачки соответственно 3,5, 6,0 и 14,0 м3 с динамикой давлени  на устье 6,0; 7,0 и 8,0 МПа (8,0 МПа - давление раскрыти  трещин). Последн   порци  нефти продавливалась в изолируемый участок пласта скатым воздухом от компрессора. Затем была осуществлена выдержка в течение 15 ч дл  наиболее полного распределени  закачанной нефти по площади и толщине, после ЧРГО начали закачку газового бензина дл  осаждгни  асфальтенов. Нагнетание его производилось также в три цикла с расходами соответственно по циклам 10,5; 18,0; 42,0 м3 при давлени х закачки на устье 7,5; 8,5 и 10 МПа с выдержками между циклам по 2 ч. После продавки последней порции газового бензина в пласт был ч осуществлена выдержка в течение 1 сут дл  полного осаждени  асАалы енов.

После завершени  изол ционных работ был подн т пакер, установлен цементный мост до глубины 1238,0 м, спушено глубинно-насосное оборудование и возобновлена добыча нефти из нефте5 асьпденного пласта.

Первоначальна  обводненность продукции нгФтенасосного пласта составл ла 20, котора  в процессе эксплуатации обводн лась полностью за счет образовани  конусов подошвенной воды . После проведени  изол ционных ра- Оот по данной технологии производилс  отбор продукции в течение 75 ч. Обводненность нефти составила 25-30%. Таким образом, предлагаемый способ менее трудоемок, так как дл  его реализации нет необходимости перфорировать водоносный пласт на всю толщину, а достаточно лииь верхний интервал водоносной части толщиной около 0,5м. Поскольку закачку реагентов производ т только в зону ВНК, то это требует меньших энергетических затрат при меньших объемах расходуемых реагентов и времени на производство изол ционных работ. Исключаютс  потери реагентов , так как закачивают нефть с плотностью , превышающей плотность пластовой нефти и меньшей плотности пластовой воды, что обеспечивает ее распределение по пласту строго в зоне водо- нефт ного контакта, чем обеспечиваетс  селективность изол ции. Пикличес- ка  закачка реагентов с повышением давлени  нагнетани  от цикла к циклу, начина  с пластового до давлени  раскрыти  трещин, с выдержками между циклами, позвол ет достичь создани  равномерного непроницаемого сло  - вокруг скважин в зоне ВПК.

Экономи  закачиваемых реагентов по предлагаемому способу по сравнению с прототипом видна из следующего со- поставлени .

Объем реагентов дл  реализации обоих способов определ етс  по формуле

V ,

где m - пористость пласта;

R - радиус распространени  по пласту изолируемого сло , м;

h - толщина изолируемого сло , м, Отсюда видно, что при одинаковой пористости пласта и радиусе распространени  изолируемого сло  объем реагентов будет зависеть только от изолируемой толщины водоносного плас- та, т.е. во столько раз больше толщина изолируемого сло  во сколько раз больше понадобитс  реагентов, т.е.

Yi Ji.i

V V

Поскольку толщина изолируемой водоносной зоны по известному способу может достигать дес тков метров, а по

0

5 0

5

данному не более 0,5 м, то и реагента понадобитс  в дес тки раз меньше.

Таким образом, указанные преимущества предлагаемого способа позвол ют повысить эффективность разработки нефт ных месторождений с подошвенной водой.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Способ изол ции подошвенных вод в нефт ных скважинах, включающий вскрытие водоносной части пласта, последовательную закачку углеводородной жидкости , содержащей асфальтены, и растворитель с последующим отбором нефти через скважину из нефтеносной части пласта, отличающийс  тем, что, с целью упрощени  способа, снижени  расхода реагентов и повышени  надежности изол ционного экрана, создаваемого в разнопроницаемых пластах , вскрывают верхний интервал водоносной части пласта, ведут последовательную закачку углеводородной жидкости , содержащей асфальтены, и растворител  циклически с повышением давлени  в каждом последующем цикле в пределах от пластового до давлени  раскрыти  трещин, а между циклами эа- качки осуществл ют выдержку дл  снижени  забойного давлени  до пластового , причем в качестве углеводородной жидкости, содержащей асфальтены, используют нефть плотностью, больше плотности пластовой нефти, но меньше плотности пластовой воды.