способ изоляции газового пласта

Формула изобретения

1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ГАЗОВОГО ПЛАСТА, включающий закачку в призабойную зону пласта воды, продавку ее на глубину изоляции пласта и пуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что после продавки в пласт воды в него закачивают гелеобразующий, а затем закрепляющий тампонажный составы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего состава в пласт закачивают вязкоупругий состав, или жидкое стекло, или полимерно-силикатный раствор, или водный раствор водорастворимого кремнийорганического состава.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закрепляющего тампонажного состава в пласт закачивают кремнийорганический тампонажный состав, или кремнийорганический тампонажный состав в сочетании с цементным раствором, или цементный раствор.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку закрепляющего состава сочетают с наложением металлического пластыря на изолируемый интервал.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам изоляции газовых пропластков в скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые и газонефтяные залежи.

Известен способ изоляции газонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной, включающий закачку в газонасыщенную зону водного раствора хлоридов щелочных и щелочно-земельных металлов и снижение давления в газонасыщенной зоне до давления испарения водной фазы, при котором соль выпадает в осадок и снижает проницаемость горной породы для газа [1]

Однако способ недостаточно надежный и эффективный. Низкая надежность обусловлена высокой растворимостью хлоридов щелочных и щелочно-земельных металлов, вследствие чего изолирующий экран со временем разрушается, а недостаточная эффективность связана с незначительным снижением проницаемости горной породы для газа.

Известен также способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах при разработке месторождений с газовой шапкой путем создания в газовом пласте условий для гидратообразования за счет закачки в пласт воды в количестве не менее двух объемов экрана с последующим охлаждением пласта при создании депрессии на пласт.

Способ также недостаточно надежный и эффективный. Связано это с тем, что при изменении термобарических условий в пласте гидраты легко разрушаются и проницаемость горной породы для газа быстро восстанавливается.

Наиболее близким к предлагаемому является способ изоляции газового пласта, включающий закачку в призабойную зону порции воды, продавку ее на глубину изоляции и пуск скважины в эксплуатацию.

Недостатками известного способа являются низкая надежность блокирования газонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной и низкая эффективность процесса изоляции. Поскольку в основу способа положен равновесный обратимый процесс гидратообразования при насыщении газового пласта водой, то в реальных условиях эксплуатации скважины после проведения изоляционных работ вследствие изменения термобарических условий гидраты легко разрушаются, движение пластовых флюидов по пласту возобновляется, насыщенность пласта водой уменьшается, а проницаемость горной породы для газа в конечном счете быстро восстанавливается. Это подтверждается результатами промысловых испытаний способа в условиях нефтегазовых залежей Лянторского и Федоровского месторождений. Как показали эти испытания, эффект от изоляции прорывов газа по данному способу либо не достигается вообще, либо продолжительность эффекта изоляции очень мала и не превышает 1-2 мес.

Целью изобретения является повышение надежности блокирования газонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной и увеличение эффективности процесса изоляции.

Цель достигается тем, что в известном способе изоляции газового пласта, включающем закачку в призабойную зону порции воды, продавку ее на глубину изоляции пласта и пуск скважины в эксплуатацию, после продавки воды на глубину изоляции пласта в него закачивают гелеобразующий, а затем закрепляющий тампонажный составы.

Изоляция газопритоков по известному способу осуществляется путем закачки в газовый пласт воды. Изолирующий экран при этом формируется за счет равновесного процесса гидратообразования. В отличие от этого заявляемый способ включает последовательную закачку в пласт воды, затем гелеобразующего и в последнюю очередь закрепляющего тампонажного составов. Такая технологическая схема очень проста, не лимитируется экономическими факторами и обеспечивает значительное повышение надежности и эффективности процесса изоляции газопритоков. Основной объем изолирующего экрана при этом формируется из воды за счет образования водонефтяной эмульсии на газонефтяном контакте и гидратообразования в газовом пласте. Меньший объем изолирующего экрана формируется путем закачки в пласт дешевых гелеобразуюих составов. За счет высоких и регулируемых в широких пределах реологических свойств гелеобразующих составов достигается полный и равномерный охват воздействием по толщине даже послойно-неоднородного обрабатываемого пласта, а высокая фильтруемость таких составов в пористые среды обеспечивает заданный радиус воздействия по простиранию. Для закрепления изолирующего экрана в пласте в него закачивают небольшой объем закрепляющего тампонажного состава, либо закачку закрепляющего состава сочетают с наложением металлического пластыря на изолируемый интервал.

При такой последовательности радиального расположения газоизолирующих материалов в пласте по мере увеличения депрессии при приближении к стенке скважины из глубины пласта (фиг.2, на которой изображена воронка депрессии) синхронно усиливаются изолирующие свойства тампонирующих материалов. В глубине пласта, где депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю, изолирующий экран представлен водонефтяной эмульсией, обладающей высоким градиентом сдвига, достаточным, чтобы препятствовать прорыву газа в нефтенесыщенную зону пласта (участок 1 на фиг.2). Радиус такого экрана может быть практически любого размера, так как создается не только путем закачки воды. По мере увеличения депрессии при приближении к скважине требования к прочности изолирующего экрана возрастают, для чего в пласт вслед за водой закачивают гелеобразующий состав (участок 2 на фиг.2). В зоне максимальной депрессии, расположенной у стенки скважины (участок 3 на фиг. 2), изолирующий экран формируют с помощью прочного закрепляющего тампонажного состава. Помимо создания надежного препятствия прорыву газа в зоне максимальной депрессии закрепляющий состав выполняет также ответственную роль материала, препятствующего выносу из пласта водонефтяной эмульсии и гелеобразующего состава при освоении и эксплуатации скважины после ремонтно-изоляционной работы (РИР), что обеспечивает большую длительность изолирующего эффекта и надежность способа.

При этом в качестве гелеобразующего состава в пласта закачивают вязко-упругий состав типа ВУС, КРОСС, ГОС или жидкое стекло, или полимерно-силикатный раствор, или водный раствор водорастворимого кремнийорганического состава. В качестве закрепляющего состава в пласт закачивают кремнийорганический тампонажный состав типа ВТС, НВТС, АКОР, продукт 119-204 или кремнийорганический тампонажный состав в сочетании с цементным раствором, или цементный раствор, или закачку закрепляющего состава сочетают с наложением металлического пластыря на изолируемый интервал.

Таким образом, введение отличительных от прототипа признаков в заявляемый способ за счет последовательного усиления прочности газоизолирующего экрана, синхронизированного с величиной депрессии в призабойной зоне (воронкой депрессии), а также за счет достижения заданного радиуса изоляции и надежности закрепления экрана в пласте позволяет повысить надежность и эффективность способа изоляции газопритоков и получить положительный эффект, заключающийся в существенном снижении объемов попутно добываемого газа, увеличении дебитов нефти и повышении нефтеотдачи пластов нефтегазовых залежей.

На фиг.1 дана блок-схема технологического процесса изоляции газопритоков с целью обоснования радиуса газоизолирующего экрана в целом и пояснения размеров экранов, представленных водонефтяной эмульсией, гелеобразующим и закрепляющим составами; на фиг.2 воронка депрессии при эксплуатации скважины.

На фиг.1 показана последовательность закачки в скважину газоизолирующих составов, типы гелеобразующих и закрепляющих составов, используемых на отдельных этапах осуществления технологического процесса (ТП) изоляции газопритоков, а также предельные размеры радиусов экранов, создаваемых на каждом этапе выполнения РИР.

Предельные размеры радиуса каждой составной части газоизолирующего экрана определяются степенью изменения депрессии в прискважинной зоне во время работы скважины (воронкой депрессии) (фиг.2). Расчет воронки депрессии выполнен по формуле

P P_пл-(P_пл-P_заб) где Р_пл пластовое давление;

Р_заб. забойное давление;

R_к радиус контура питания;

r_с приведенный радиус скважины;

r радиус воронки депрессии.

Расчет выполнен для условий Лянторского месторождения при следующих значениях, входящих в формулу параметров: Р_пл.=210 атм, Р_заб 170 атм. R_к=200 м и r_с=0,1 м. Как видно из графика, приведенного на фиг.2, если газоизолирующий экран создать в радиусе 30-40 м вокруг скважины, то перепад давления между удаленной зоной и на границе распространения изолирующего агента составит всего 4-4,7% от пластового давления. По этой причине часть газоизолирующего экрана, состоящего из водонефтяной эмульсии (участок 1 на фиг.2), имеет указанные выше размеры, что позволяет надежно перекрыть пути поступления газа в скважину в случае возникновения газового конуса в нефтяной скважине, эксплуатирующей нефтегазовую залежь. Из графика на фиг.2 также видно, что зона распространения глубокой депрессионной воронки, где перепад давления составляет более половины всего перепада давления в пласте, имеет радиус 8-10 м. В связи с этим в этой зоне располагают более прочную часть газоизолирующего экрана, состоящую из гелеобразующего состава, которая имеет размер радиуса до 10 м (участок 2 на фиг.2). И, наконец, вблизи стенок скважины, где темп снижения давления самый высокий, в радиусе до 1 м располагают прочный закрепляющий тампонажный состав.

Способ осуществляют следующим образом.

Из скважины извлекают подземное оборудование и спускают в нее насосно-компрессорные трубы (НКТ) под заливку, башмак которых устанавливают у нижней границы интервала изоляции или на 5-7 м ниже ее. После этого закачивают в нефтегазонасыщенной пласт воду из расчета 80-100 м³ на 1 м газонасыщенной части пласта (первый этап технологического процесса). Далее готовят и закачивают через НКТ в пласт один из типов гелеобразующих составов в объеме 60-200 м³ (второй этап ТП). Приготавливают и закачивают через НКТ в пласт один из типов закрепляющих составов в объеме 4,5-8 м³ (третий этап ТП). Продавливают гелеобразующий и закрепляющий состав в пласт водой (солевым раствором) в объеме, равном объему НКТ и сверх того 0,5 м³ по НКТ и 0,5 м³ по затрубному пространству. Оставляют скважину закрытой под давлением, достигнутом в конце продавки для гелеобразования и затвердевания составов в течение 1-3 сут. Осуществляют обратную промывку скважины водой (солевым раствором) в объеме, равном полуторакратному объему НКТ, и осуществляют цикл работ по запуску скважины в эксплуатацию.

В связи с тем, что блок-схема технологического процесса по предложенному способу на первом этапе ТП предусматривает закачку в пласт больших объемов воды, необходимо было количественно оценить распределение закачиваемой в нефтегазонасыщенный пласт воды в газо- и нефтенасыщенную горную породу. С учетом потерь воды, фильтрующейся в нефтенасыщенную зону, и при известной пористости и мощности газонасыщенной зоны такая количественная оценка позволяет рассчитать потребный объем воды, необходимой для достижения заданного радиуса изолирующего экрана.

Распределение потока закачиваемой воды в газо- и нефтенасыщенную горную породу было определено в лабораторных условиях на модели нефтегазонасыщенного пласта с помощью фильтрационной установки УИПК-1М. Для этого в два естественных керна продуктивных отложений Лянторского месторождения с известными проницаемостями, один из которых был газонасыщенным, а второй нефтенасыщенным, из общей емкости при постоянном давлении закачивали воду. В опытах фиксировали общий расход воды прокачиваемой через оба керна в течение 60 мин, а на выходах из кернодержателей определяли объем воды, профильтровавшейся через газонасыщенный (V_г) и нефтенасыщенный (V_н) керны. По полученным данным рассчитывали отношение объемов воды, профильтровавшейся через газо- и нефтенасыщенный керны (V_г/V_н), которое количественно характеризует распределение потока.

Результаты опытов суммированы в табл.1. Из данных табл.1 видно, что во всех опытах отношение V_г/V_н высокое и варьируется в пределах от 5,3 до 45,2. Это свидетельствует о преимущественной фильтрации воды в газонасыщеную зону пласта и о незначительной фильтрации в нефтенасыщенную зону. Из табл.1 также видно, что если проницаемость газо- и нефтенасыщенной горной породы приблизительно одинакова, то отношение V_г/V_н составляет 5,3-6,1 (опыты 1, 4, 5 в табл. 1). Но если проницаемость газонасыщенной породы выше, чем нефтенасыщенной, то отношение V_г/V_н быстро увеличивается т 6,1 до 45,2 (сравнить опыты 1, 2, 3 в табл.1). Таким образом приведенные лабораторные данные подтвержают возможность осуществления большеобъемной закачки воды преимущественно в газонасыщенную зону пласта, что является принципиально важным моментом при реализации предложенного способа.

В процессе закачки воды в нефтегазонасыщенный пласт на первом этапе ТП в зоне газонефтяного контакта образуется водонефтяная эмульсия, которая согласно заявляемого способа выполняет роль изолирующего экрана. В связи с этим в лабораторных условиях исследованы изолирующие (реологические) свойства водонефтяных эмульсий. Для этого из нефти Лянторского месторождения и сеноманской воды с помощью высокооборотный мешалки приготовлены водонефтяные эмульсии с различным содержанием в их воды. По внешнему виду такие эмульсии представляют собой кашеобразную, практически нетекучую массу бурого цвета. Специальными опытами установлено, что эмульсия без добавления деэмульгаторов являются стойкими. Разрушения их не наблюдается при нагревании в течение 24 ч при 65 ^оС (моделирование пластовых условий). При попытках разрушить эмульсию методом центрифугирования установлено, что она разрушается лишь частично. При скорости вращения 3500-4000 об/мин в течение 10 ч расслаивается только 1/3 часть эмульсии. При более длительном центрифугировании дальнейшего расслоения эмульсии не происходит.

Реологические свойства водонефтяных эмульсий исследованы при 25^оС с помощью ротационного вискозиметра "Реотест-2". В табл.2 суммированы результаты измерений динамической вязкости водонефтяной эмульсии, содержащей 56,6% воды, при различных напряжениях сдвига. Из данных табл.2 видно, исследованная эмульсия является неньютоновской жидкостью и вязкость ее существенно зависит от напряжения сдвига. Динамическая вязкость указанной эмульсии изменяется от 2617 сПз при напряжении сдвига 99,1 Па до 446 сПз при напряжении сдвига 2941 Па. Из табл.2 видно, что при достижении предельного напряжения сдвига (выше 1200 Па) структура эмульсии разрушается и кажущаяся (условная) вязкость эмульсии далее уже не зависит от напряжения сдвига. Водонефтяные эмульсии имеют высокие предельные напряжения сдвига, что свидетельствует о высоких изолирующих свойствах таких эмульсий.

В табл. 3 приведены результаты измерений динамической вязкости водонефтяных эмульсий, приготовленных из нефти Лянторского месторождения и сеноманской воды, при различном содержании в них воды. Учитывая то, что эмульсии являются неньютоновскими жидкостями, для получения сопоставимых результатов измерения вязкости выполнены при напряжениях сдвига, превышающих предельные значения, при которых разрушается структура эмульсий. Из данных табл.3 видно, что по мере увеличения содержания воды в водонефтяной эмульсии вязкость эмульсии быстро нарастает от 19,3 сПз для исходной нефти до 451,6 сПз для эмульсии, содержащей 56,6% воды. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии начинает уменьшаться, но остается высокой. Данные табл. 3 подтверждают, что водонефтяные эмульсии обладают высокими изолирующими свойствами в очень широком диапазоне содержания в них воды.

Предлагаемый способ был испытан также в промысловых условиях на нефтегазовых залежах Лянторского и Федоровского месторождений. Приготовление газоизолирующих составов и закачку их в скважину и в пласт проводили и с помощью стандартных технических средств, используемых при капитальном ремонте скважин.

Гелеобразующие составы для промысловых испытаний предлагаемого и известных способов готовили следующим образом. Вязко-упругий состав (ВУС) получали смешением 0,6%-ного водного раствора полиакриламида (ПАА) с хромкалиевыми квасцами. При этом соотношение компонентов в ВУС составляло, мас. ПАА 0,6; хромкалиевые квасцы 0,04; вода остальное. Кремнийорганическую сшитую систему (КРОСС-1) готовили смешением 0,5%-ного водного раствора ПАА с АКОР -Б₁₀₀ и неонолом при следующем соотношении компонентов, мас. ПАА 0,5; АКОР-Б₁₀₀ 2,5; неонол АФ_9-12 марки СНО -3Б 2,5; вода остальное. Другая рецептура кремнийорганической сшитой системы (КРОСС-2) включала следующие компоненты, мас. ПАА 0,5; этилсиликат-40 3,3; продукт 119-204 1,7; неонол АФ _9-12 марки СНО-3Б 5,0; бихромат калия 0,04; вода остальное. Гелеобразующий состав (ГОС) готовили путем смешения водного раствора ПАА и лигносульфоната (КССБ) с бихроматом калия при следующем соотношении входящих в него компонентов, мас. ПАА 0,6; КССБ 0,9; бихромат калия 0,45; вода остальное.

Закрепляющие составы для осуществления изоляционных работ по предлагаемому способу готовили следующим образом. Кремнийорганический водорастворимый тампонажный состав (ВТС-2) получали смешением этилсиликата-40, продукта 119-204 и полигликоля при следующем соотношении компонентов, мас. этилсиликат 33; продукт 119-204 17; полигликоль 50. Кремнийорганический неонол, содержащий водорастворимый тампонажный состав (НВТС-1), получали смешением АКОР-Б₁₀₀ и неонола АФ_9-12 марки СНО-3Б в соотношении 1:1 по объему. Другая рецептура неонолсодержащего водорастворимого тампонажного состава (НВТС2) включала следующие компоненты, мас. этилсиликат-40 33; продукт 119-204 17; неонол АФ_9-12 марки СНО-3Б 50. Цементный раствор, используемый в предлагаемом способе в качестве закрепляющего состава, либо для докрепления кремнийорганического закрепляющего состава, готовили по стандартной технологии с плотностью 1,78-1,80 г/см³.

П р и м е р. В скважине 2594 Лянторского месторождения выполнены ремонтно-изоляционные работы (РИР) тремя различными способами. Такие работы проведены с целью сопоставления эффективности предлагаемого и известных способов в одних и тех же геолого-физических и технических условиях. Первоначально РИР осуществлялась путем закачки в пласт 62 м³ ВУС (табл.4, где представлены данные промысловых испытаний). После этого скважина была запущена в работу. Сопоставление параметров ее работы до и после проведения РИР, приведенные в табл. 4, показывает, что эффект от изоляции по данному способу не получен.

Другой известный способ изоляции газопритоков, который был затем испытан в скважине 2594, основан на последовательной закачке в пласт гелеобразующего и закрепляющего составов. При реализации этого способа в скважину закачки 30 м² ВУС, 2,5 м³ кремнийорганического закрепляющего состава ВТС-2 и докрепили 5 м³ цементного раствора. Скважину после этого освоили и запустили в работу. Как видно из данных табл.4, параметры работы скважины после проведения РИР по второму известному способу также практически не улучшились.

Учитывая то обстоятельство, что РИР, выполненные в скважине 2594 двумя описанными выше способами, не дали положительного результата, в этой скважине осуществили изоляционные работы с целью ликвидации газопритоков по предлагаемому способу. Для этого в скважину и в пласт последовательно закачали 1100 м³ воды, 115 м³ гелеобразующего состава (КРОСС-1) и 6,6 м³ закрепляющего состава (НВТС-1). В результате РИР достигнут существенный положительный эффект. Буферное давление снизилось со 110 до 19 атм, затрубное давление уменьшилось со 150 до 11 атм, а дебит нефти возрос с 0,7 до 16,7 т/сут. Благодаря РИР, проведенной по предлагаемому способу, скважину удалось перевести на механизированный способ эксплуатации и она устойчиво работает в настоящее время с помощью ЭЦН.

Изоляционные работы по предлагаемому способу были выполнены также в скважине 3546 Лянторского месторождения и в скважинах 4012 и 4021 Федоровского месторождения. Технология РИР, типы и объемы использованных в каждой скважине газоизолирующих составов, а также параметры работы скважины до и после проведения РИР суммированы в табл.4. Из данной табл. 4 видно, что во всех случаях применение предлагаемого способа дает существенный положительный результат. Эффект от изоляции на первых двух скважинах продолжается уже больше года и по всем скважинам эффект в настоящее время продолжается, что свидетельствует о высокой надежности способа.

Для сопоставления эффективности предлагаемого способа со способом-прототиом в скважине 4089 Лянторского месторождения проведены работы по закачке воды в призабойную зону пласта, продавке ее на глубину изоляции пласта и пуску скважины в эксплуатацию. Результаты РИР по способу-прототипу, приведенные в табл. 4, свидетельствуют об отсутствии надежности и эффективности данного способа.

Использование предлагаемого способа позволяет обеспечить надежное блокирование газонасыщенной зоны пласта от нефтенасыщенной и повысить эффективность процесса изоляции газопритоков. При этом по данным экспериментальных промысловых испытаний, суммированных в табл.4, снижается аварийность при эксплуатации скважин, вскрывших нефтегазовые залежи, снижается до нормальных величин буферное и затрубное давление, увеличивается в среднем на 13,4 т/сут дебит скважины по нефти и на 14,9 тыс.м³/сут снижается среднесуточный отбор попутно-добываемого газа. Применение предлагаемого способа для обработки участков нефтегазовых залежей позволит увеличить нефтеотдачу пласта.

По сравнению со способом-прототипом предлагаемый способ позволит дополнительно добыть 3172 т нефти и ограничить отбор попутно-добываемого газа в объеме 5751 тыс.м³ в пересчете на 1 скважино-операцию в год.