способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений

Формула изобретения

Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений путем поинтервального закачивания блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы и обеспечения при этом разницы давлений продавки агентов, отличающийся тем, что сначала скважину заполняют буферной жидкостью, коэффициент структурной вязкости которой удовлетворяет условию

_буф < _пл,

где _буф - коэффициент структурной вязкости буферной жидкости, МПа с;

_пл - коэффициент структурной вязкости пластовой воды, МПа с,

дополнительно подбирают состав блокирующего агента, коэффициент структурной вязкости которого удовлетворяет следующему условию:

_б > _пл,

где _б- коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПа с,

для его закачивания устанавливают башмак насосно-компрессорных труб на уровне подошвы газоносного горизонта, а для закачивания изолирующего агента спускают насосно-компрессорные трубы до уровня подошвы водоносного горизонта, причем разницу давлений продавки агентов определяют по формуле



где P - разница давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов, МПа;

- коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПа с;

Q - объемный расход блокирующего агента, м³/с;

k - коэффициент проницаемости породы пласта, м²;

h_г - толщина газоносного пласта, м;

R_к - контур питания газоносного пласта, м;

r_с - радиус скважины, м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к способам изоляции и ограничения водопритоков в газовых скважинах.

Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ изоляции притока подошвенной воды путем спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) до границы водонефтяного контакта, последовательной закачки в насосно-компрессорные трубы нефильтрующейся жидкости, изоляционного агента и продавочной жидкости с дальнейшим подъемом нефильтрующейся жидкости в затрубное пространство против интервала нефтегазонасыщенных пластов и продавкой изоляционного агента в нижний обводненный пласт (см. а.с. N 688603 от 5.07.77 г. по кл. E 21 B 33/13, опубл. ОБ N 36,79 г.).

Недостатком указанного способа является некачественная изоляция притока подошвенной воды в условиях отсутствия четкого разделения водоносного и продуктивного горизонтов. Циркуляция изоляционного агента происходит на уровне верхней границы водоносного горизонта, что в свою очередь не позволяет изолирующему агенту проникнуть в водоносный горизонт по всему интервалу. Если давление закачки изолирующего агента будет равно давлению продавки блокирующего агента, то в результате изолирующий агент будет проникать в продуктивный и водоносный горизонты, причем в те интервалы, коллектор пласта которых заполнен нефильтрующими жидкостями, оказывающими минимальное сопротивление. Нефильтрующая жидкость, имеющая малую структурную вязкость по сравнению со структурной вязкостью пластовой воды, вытесняется вглубь пласта. Вода из неизолированных интервалов будет поступать в скважину, а продуктивный пласт будет загрязнен изолирующим агентом. Способ не может быть использован в условиях аномально низких давлений (АНПД) в интервалах пластов, представленных трещиноватыми высокопроницаемыми породами; в качестве прототипа взят способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах путем установки пакера над водопроявляющим пропластком и последовательной закачки воздуха для установившегося режима фильтрации и тампонирующего состава в потоке воздуха в режиме образования аэрозоля в водопроявляющий пропласток через НКТ и одновременно закачивания сырой нефти или стабильного газового конденсата в газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство (см. а.с. N 1804549 от 16.04.91 г. по кл. E 21 B 33/138, опубл. ОБ N 11,93 г.). Давление закачки воздуха и тампонирующего состава превышает давление закачки сырой нефти или стабильного газового конденсата в 1,5-2,0 раза, а давление закачки нефти или газового конденсата не превышает давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Недостатком указанного способа является невозможность проведения изоляции притока подошвенной воды в условиях АНПД в интервалах пластов, представленных трещиноватыми высокопроницаемыми породами. Точное разделение пластов на водоносные и газоносные горизонты с помощью скважинного пакера представляется маловероятным, т.к. газоносный и водоносный пласты имеют одинаковые коллекторские свойства и, кроме того, разделение пакером происходит внутри обсадной колонны и не распространяется на заколонное пространство. Это приведет к проникновению одновременно в газоносный и водоносный пласты нефти или газового конденсата по всему интервалу через перфорационные каналы, имеющиеся в эксплуатационной колонне. В свою очередь стенки скважины по трещинам и порам пласта образуются устойчивые репрессионные потоки во всех направлениях, что приведет к проникновению в водоносные и газоносные пласты, находящиеся в одинаковом состоянии, нефти или газового конденсата, пластовой воды и изолирующего агента и последующему их смешению. Рост давления в насосно-компрессорных трубах при продавке изолирующего агента до величины, превышающей, как заявлено, в 1,5-2,0 раза давление закачки нефти или газового конденсата, приведет к оттеснению ранее закачанных жидкостей и воздуха вглубь пласта. Этот процесс происходит за счет того, что вначале в пласт проникают жидкости, имеющие малую структурную вязкость, и проникают они в интервалы пласта, оказывающие минимальное сопротивление, что в свою очередь зависит от структурной вязкости жидкостей, заполняющих коллектор продуктивного и водоносного горизонтов. Процесс продолжается до тех пор, пока пласт не будет насыщен закачиваемыми жидкостями и блокирование продуктивного пласта не происходит. В результате нарушается принцип целенаправленной закачки блокирующего и изолирующего агентов. Изолирующий агент переносится локальными воздушными потоками вглубь продуктивного и водоносного пластов, создавая изолирующий экран по всему интервалу, снижая коллекторские свойства продуктивного пласта и ухудшая изоляцию притока подвешенной пластовой воды.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается качество изоляции притока подошвенной пластовой воды в условиях АНПД, когда пласты представлены трещиноватыми высокопроницаемыми породами, за счет предотвращения попадания изолирующего агента в газонасыщенную часть и сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Технический результат достигается с помощью известного способа, заключающегося в поинтервальном закачивании блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы и обеспечении при этом разницы давлений продавки агентов, в котором сначала скважину заполняют буферной жидкостью, коэффициент структурной вязкости которой удовлетворяет условию

_буф < _пл,

где

_буф - коэффициент структурной вязкости буферной жидкости, МПас;

_пл - коэффициент структурной вязкости пластовой воды, МПас,

дополнительно подбирают состав блокирующего агента, коэффициент структурной вязкости которого удовлетворяет условию

_б > _пл,

где

_б - коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПас,

для его закачивания устанавливают башмак насосно-компрессорных труб на уровне подошвы газоносного горизонта, а для закачивания изолирующего агента спускают насосно-компрессорные трубы до уровня подошвы водоносного горизонта, причем разницу давлений продавки агентов определяют по формуле



где

P - разница давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов, МРП;

- коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПас;

Q - объемный расход блокирующего агента, м³/с;

k - коэффициент проницаемости породы пласта, м²;

h_г - толщина газоносного пласта, м;

R_к - контур питания газоносного пласта, м;

r_c - радиус скважины, м.

Предлагаемое изобретение имеет изобретательский уровень, т.к. совокупность существенных признаков отличительной части формулы изобретения, используемых с получением заявляемого результата с учетом условий выбора структурной вязкости буферной жидкости и блокирующего агента в отношении структурной вязкости пластовой воды и математически определяемой разницы давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов, не выявлена нами по имеющимся источникам известности (патентной документации и научно-технической литературы).

Сначала в скважину закачивают буферную жидкость (например, дизельное топливо), что необходимо для продавливания газа, находящегося в скважине, в пласт. При этом происходит заполнение коллектора продуктивного пласта жидкостью со структурной вязкостью меньшей, чем структурная вязкость пластовой воды. При этом избыточное давление на устье скважины снижается до нуля. Далее башмак НКТ устанавливают на уровне подошвы газоносного пласта и закачивают блокирующий агент с определенной структурной вязкостью в затрубное пространство, что позволит создать блокирующую зону только в газоносном пласте, т.к. циркуляция будет происходить выше интервала. Вытесняя буферную жидкость, блокирующий агент проникает в продуктивный пласт, т.к. имеет структурную вязкость большую, чем структурная вязкость буферной жидкости. Проникновение блокирующего агента в водоносный горизонт не происходит, т.к. для этого потребуется закачивание буферной жидкости и блокирующих агентов в большом объеме, что могло бы увеличить сопротивление газоносного пласта до величины сопротивления водоносного горизонта. Этот процесс не происходит, т.к. рассчитывают объем закачиваемого по затрубному пространству блокирующего агента, а непосредственное блокирование пласта обусловлено качеством применяемого блокирующего агента. Давление продавки блокирующего агента (P_б) выбирают с таким расчетом, чтобы оно отвечало условию

P_пл < P_б < 0,9P_опр,

где

P_пл - пластовое давление;

P_опр - давление опрессовки эксплуатационной колонны.

P_б определяют по формуле



где

l - глубина проникновения блокирующего агента, м;

- градиент давления сдвига, МПа/м.

Объем блокирующего агента (Q) выбирают в зависимости от мощности газоносного пласта (h_г). Для расчетов высота столба жидкости принимается как 2h_г.

После продавки блокирующего агента в пласт, НКТ спускают до уровня подошвы водоносного горизонта, т.е. до забоя скважины, и закачивают изолирующий агент (тампонажный раствор), продавливая его в водоносный горизонт. Давление продавки изолирующего агента (P_и) выбирают с таким расчетом, чтобы оно отвечало условию.

P_пл < P_и < P_б,

P_и определяют по формуле

P_и =P_пл + l,

тогда разницу давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов (P) определяют по формуле



Проникновение изолирующей жидкости в продуктивный горизонт не происходит, т.к. соблюдено условие P_и < P_б и блокирующая зона не разрушается.

Изолирующий агент вытесняет из призабойной зоны вглубь водоносного горизонта только пластовую воду, т.к. структурная вязкость пластовой воды меньше, чем структурная вязкость блокирующего агента, и проникает в водоносный горизонт по всему интервалу.

Наличие определенных условий в подборе значений структурных вязкостей буферной жидкости, блокирующего агента и пластовой воды, а также заявляемой разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется блокирующим агентом, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором, при этом сохраняются коллекторские свойства газоносного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.

Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.

Пример.

Проводят изоляцию притока подошвенной воды на скважине Вынгапуровского месторождения.

Глубина скважины, Н - 1081 м

Интервал продуктивного пласта - 1030 - 1006 м

Интервал перфорации - 1081 - 1006 м

Мощность газоносного пласта, h_г - 1030 - 1006 = 24 м

Мощность водоносного горизонта, h_в - 51 м

Пластовое давление, P_пл - 3,4 МПа

Диаметр НКТ, D_НКТ - 0,073 м

Внутренний диаметр НКТ, D_вНКТ - 0,065 м

Глубина спуска НКТ, H_НКТ - 1038 м

Диаметр эксплуатационной колонны, D_э - 0,168 м

Давление опрессовки эксплуатационной колонны, P_опр - 20,5 МПа

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, D_вэ - 0,132 м

Глубина проникновения блокирующей жидкости, l - 1 м

Коэффициент проницаемости породы пласта, k - 1,010^-12 м²

Градиент давления сдвига - 2,0 МПа/м

Объемный расход блокирующего агента, Q - 510^-3м³/с

Радиус скважины, r_с - 0,1 м

Контур питания газоносного пласта, R_к - 1,1 м

Коэффициент структурной вязкости блокирующего агента ,_б - 10,010^-8 МПас

Коэффициент структурной вязкости буферной жидкости,_буф - 0,09 10^-8 МПас

Коэффициент структурной вязкости пластовой воды,_пл - 0,1210^-8 МПас

Коэффициент структурной вязкости изолирующего агента ,_и - 2,510^-8 МПас

После обвязки оборудования к устью скважины закачивают в трубное пространство НКТ буферную жидкость - дизельное топливо в объеме, рассчитанном по следующей формуле:



Соблюдено условие

_буф < _пл = 0,0910^-8МПаc < 0,1210^-8МПаc

Далее рассчитывают давление продавки изолирующего агента

P_и = P_пл + l = 3,4 + 12,0 = 5,4 МПа,

определяют по формуле



рассчитывают давление продавки блокирующего агента

P_б = P_и + P = 5,4 + 3,5 = 8,9 МПа

Устанавливают башмак НКТ на уровне подошвы газоносного горизонта - 1030 м и закачивают в затрубное пространство блокирующий агент, представляющий собой незамерзающую пенообразующую жидкость следующего состава, об.%:

КССБ - 3

Хлористый кальций - 25

Газовый конденсат - 21

Вода - Остальное

обработанную торфощелочным реагентом из расчета 7% к объему пенообразующей жидкости. Соблюдено условие

_б > _пл = 10,010^-8МПаc > 0,1210^-8МПаc.

Объем закачиваемого блокирующего агента рассчитывают по формуле



После чего спускают НКТ до уровня подошвы водоносного горизонта - 1081 м и закачивают по трубному пространству изолирующий агент, представленный тиксотропным тамопнажным раствором на основе портландцемента с добавкой гипана в количестве 0,5% от массы цемента и карбоната натрия в количестве 0,8% от массы цемента.

Объем закачиваемого изолирующего агента рассчитывают по формуле



Продавливают изолирующий агент в водоносный горизонт с помощью технической воды, P_и = 5,4 МПа. Далее поднимают НКТ до безопасной величины - 1000 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Заявляемый способ обеспечивает надежную изоляцию притока подошвенной воды в газовых скважинах и сохраняет коллекторские свойства газоносного пласта в условиях АНПД.