способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине

Формула изобретения

1. Способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, включающий закачку в насосно-компрессорные трубы после остановки скважины жидких углеводородов и запуск скважины в работу через определенное время, отличающийся тем, что закачку расчетного количества жидких углеводородов осуществляют порциями, через определенные промежутки времени, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне.

2. Способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине по п.1, отличающийся тем, что закачку жидких углеводородов производят при появлении следов пластовой воды в продукции газовой скважины.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах.

Известен способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, включающий закачку через насосно-компрессорные трубки цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине [1].

Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение известного способа на многих газовых и газоконденсатных месторождениях.

Известен способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, при котором после остановки скважины жидкостным насосом закачивают в призабойную зону определенный объем нефти с повышенным содержанием асфальтосмолистых веществ, а затем газом высокого давления в течение продолжительного времени продавливают в глубь пласта. Затем скважину запускают в работу [2].

С помощью известного способа продлевают безводный период эксплуатации газовых скважин на газовых хранилищах, создаваемых в водоносных пластах.

Недостатком известного способа является то, что при обводнении в газовых скважинах незначительной части вскрытого пласта закачиваемая нефть проникает во все газонасыщенные пропластки, так как глубина проникновения нефти в каждый проницаемый пропласток зависит от общего объема закаченной в скважину нефти и соотношения коэффициентов проницаемости пропластов в интервале перфорации. Для обработки скважин с большими интервалами перфорации необходимо закачивать большие объемы нефти, продавку которой на большие расстояния необходимо производить в течение продолжительного времени с помощью компрессорных станций.

На газоконденсатных месторождениях Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском и др. в крупных водоплавающих сеноманских газовых залежах интервалы перфорации в действующих скважинах достигают 40-50 м. Продуктивная газонасыщенная толща в этих залежах представлена неоднородными породами с наличием высокопроницаемых пропластков в различных частях продуктивного разреза. Значительный вынос пластовой воды из действующих газовых скважин, при котором практически невозможна их эксплуатация, происходит при внедрении подошвенной воды к самому нижнему высокопроницаемому прапластку независимо от его мощности.

Для расширения области применения и снижения стоимости работ после остановки скважины в насосно-компрессорные трубки закачивают порциями, через определенные промежутки времени, расчетное количество жидких углеводородов в режиме неполного глушения газовой скважины, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне. Кроме этого, закачку жидких углеводородов в скважину производят при появлении следов пластовой воды в извлекаемом из скважины газе.

Первую порцию жидких углеводородов в газовую скважину закачивают в таком объеме, чтобы гидростатическое давление столба углеводородной жидкости в скважине на уровне верхних дыр интервала перфорации не превышало пластового давления газа. Это исключает поглощение углеводородной жидкости в верхней части газонасыщенного пласта. В то же время давление углеводородной жидкости на уровне нижних дыр интервала перфорации будет превышать пластовое давление. В результате этого происходит процесс поглощения углеводородной жидкости только в нижнюю часть вскрытого пласта. При снижении уровня жидкости в закрытой газовой скважине происходит прорыв газа из верхней части вскрытого пласта, что приводит к повышению давления газа над уровнем жидкости. В результате этого процесс поглощения жидкости в нижнюю часть разреза продолжается до полного удаления жидкости из ствола скважины. При повторных закачках соответствующих объемов жидких углеводородов в скважину процесс поглощения жидкости в подошвенную часть вскрытого газонасыщенного пласта повторяется до создания из углеводородной жидкости в интервале нижних дыр перфорации водоизоляционного экрана необходимых размеров.

В газонефтедобывающих регионах в настоящее время накапливается большое количество производственных отходов, состоящих из различных жидких углеводородов (отработанные масла, остатки нефтепродуктов при зачистке емкостей после хранения нефтепродуктов и т.д.). Большое количество этих жидких углеводородов, как правило, сжигают, сбрасывают вместе с промстоками на рельеф или закачивают для захоронения в глубокие водоносные пласты. Из многих отработанных нефтепродуктов при добавке в небольшом количестве асфальтосмолистых или поверхностно-активных компонентов можно создавать смесь жидких углеводородов соответствующей вязкости, которая будет иметь такие же водоизоляционные свойства, как используемая для этих целей нефть.

При закачке отработанных нефтепродуктов в газонасыщенные породы с незначительным содержанием пластовой воды происходит дополнительная капиллярная пропитка поровых каналов жидкими углеводородами, что существенно снижает фазовую проницаемость горных пород для воды.

Пример. Объем жидкости, который необходимо закачать в газовую скважину без создания репрессии на верхнюю часть вскрытого газонасыщенного пласта, и величина репрессии в этих условиях на нижнюю часть вскрытого пласта определяются из следующих соотношений:

U1 = H1 S1,



U2 = H₂ S2,

U = U1 + U2,

P = H3q,

где U1 - объем жидкости в скважине выше интервала перфорации, м³; U2 - объем жидкости в интервале перфорации, м³; H1 - высота столба жидкости в газовой скважине выше кровли вскрытого перфорацией газонасыщенного пласта, м; H2 - мощность интервала перфорации, м; S1 - площадь внутреннего сечения спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, м²; S2 - площадь внутреннего сечения скважины в интервале перфорации, м²; U - общий объем закачиваемой в скважину жидкости, м³; P_пл - текущее пластовое давление в газовой скважине, Па; q - плотность закачиваемой в скважину жидкости, кг/м³; H3 - вертикальное расстояние от подошвы до кровли интервала перфорации, м.

Для изоляции подошвенных вод в сеноманских газовых скважинах Уренгойского месторождения используют отработанное масло плотностью 868 кг/м³. При пластовом давлении 5,0 МПа в газовую скважину с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и насосно-компрессорными трубами диаметром 168 мм, спущенными до верхних дыр интервала перфорации, необходимо закачать следующий объем отработанного масла:



U1 = 587,0 0,01778 = 10,4 м³,

U2 = 35 0,03025 = 1,1 м³,

U = 11,5 м³.

При мощности интервала перфорации 35 м репрессия на подошвенную часть вскрытого пласта составит:

P = 35 868 9,8 = 0,3 МПа.

После закачки соответствующего объема отработанных нефтепродуктов в сеноманские газовые скважины на Уренгойском месторождении статическое давление полностью восстанавливается через 1,5-2 суток.

Работы по изоляции подошвенной пластовой воды в действующих газовых скважинах осуществляются следующим образом.

При появлении в устьевых пробах воды повышенной минерализации на скважине производят газодинамические исследования на стационарных режимах. На каждом режиме отбирают устьевые пробы жидкости на химический анализ и замеряют объем выносимой из скважины жидкости. Скважину останавливают и после восстановления давления на устье до статического в насосно-компрессорные трубы закачивают первую порцию углеводородной жидкости с добавками асфальтосмолистых компонентов или поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации поровых каналов в породах-коллекторах. Вязкость жидкости выбирают в зависимости от фильтрационных параметров проницаемых пропластков в нижней части интервала перфорации. После закачки первой порции жидкости скважину закрывают и ожидают восстановление давления на устье до определенной величины. Затем закачивают вторую порцию жидких углеводородов в скважину.

После закачки последней порции скважину закрывают на 4-6 суток для более полной адсорбции гидрофобизирующих компонентов на поверхности горных пород. Давление газа на устье скважины определенное время отрабатывают на факел и производят газодинамические исследования с отбором проб жидкости на устье.

На Уренгойском месторождении для ограничения притока подошвенных вод в эксплуатационных сеноманских скважинах N 124, 281, 285 и др. использовались отработанные нефтепродукты, сбор которых не производился по группам согласно ГОСТа 21046-85.

Источники информации:

1. Романов Н.М. и др. Опыт капитального ремонта газовых скважин. НТО серия "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", ВНИИЭгазпром, 1975.

2. Хатмуллин Ф. Г. и др. Применение нефтей для осушки и гидрофобизации призабойной зоны газовых скважин. "Газовая промышленность", N 2 1974, с. 29-31 (прототип).