способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин

Формула изобретения

1. Способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков, отличающийся тем, что последовательно осуществляют промывку ствола скважины, спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта, закачку в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3 - 1,2 кгс/см² на границе раздела фаз нефть - вода и пуск скважины в работу.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть дополнительно проводят толуольно-бензольную ванну.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождениий, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин.

Известен способ снижения обводненности продукции добывающих нефтяных скважин [1] , где для снижения процента воды в добываемой жидкости авторы предлагают использовать принцип распределения потоков добываемой жидкости по фазам (в пространстве и времени), который осуществляется изолированием водонасыщенной части пласта от ее нефтенасыщенной части путем создания двух замкнутых объемов для каждой фазы с возможностью их последовательного подключения к приему глубинного насоса.

Недостатком известного технического решения является его сложность, связанная с необходимостью применения специального сложного глубинного оборудования, а также его применимость преимущественно для однородных пластов.

Наиболее близким к заявляемому по физической сущности является способ добычи нефти нефтяными добывающими скважинами с предварительной усиленной пропиткой пласта [2].

Известный способ применяется для повышения степени извлечения нефти из искусственно перфорированного и естественно трещиноватого (тектонического) пласта. Согласно способу производят скважинное нагнетание в продуктивный пласт порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы. Затем в скважину и перфорированный нефтеносный пласт нагнетают порцию промывочной жидкости, которая увеличивает подвижность нефти и уменьшает текучесть воды в пласте. После указанной обработки приступают к эксплуатации нефтяной добывающей скважины.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, связанная с тем, что из-за неоднородностей вскрытого продуктивного горизонта значительно затруднен процесс контроля закачки порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы, а также промывочной жидкости. Необходим индивидуальный подбор достаточно дорогих закачиваемых флюидов для каждого конкретного случая. Ни аналог, ни прототип не препятствуют накоплению в интервале продуктивного горизонта воды.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности, упрощении и удешевлении способа снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин за счет использования ранее не описанного процесса, имеющего место на границе раздела фаз нефть-вода в капиллярах коллектора. Минимизируется накопление в интервале продуктивного горизонта воды.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающем создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков, последовательно осуществляют промывку ствола скважины, спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта, закачку в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3-1,2 кгс/см² на границе раздела фаз нефть-вода и пуск скважины в работу. Предпочтительно после замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть дополнительно провести толуольно-бензольную ванну.

На фиг. 1 показана схема размещения глубинного оборудования при добыче нефти традиционным механизированным способом. В данных условиях поступившая из пласта жидкость распределяется в стволе скважины следующим образом. Зону 1 занимает вода, как жидкость, имеющая наибольший удельный вес. Зону 2 занимает нефть с растворенным в ней газом. Зона 3 заполнена газожидкостной смесью, а в зоне 4 содержится сепарировавшийся из нефти попутный газ. Соответственно интервал перфораций находится в водной среде, процесс фильтрации нефти из пористой среды на забой затрудняется проявлением сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода. Однако не только проявление силы Лапласа способствует ухудшению притока нефти из пласта в ствол нефтяной добывающей скважины. Авторами установлено, что в капиллярах коллектора имеют место следующие физико-химические процессы на границе раздела фаз нефть-вода, которые влияют на истечение нефти из пористой среды в перфорационный канал.

Рассмотрим срез пористой среды, насыщенной нефтью и находящейся в контакте с водной средой. На фиг.2: 1 - зерна скелета породы, 2 - нефть в поровом пространстве, 3 - вода, 4 - упорядоченно-структурированный слой. Установлено, что при контакте нефти и воды в поровом канале на границе раздела фаз нефть-вода формируется упорядоченно-структурированный слой. Лабораторные исследования показали, что этот слой имеет тенденцию к упрочнению с течением времени, т.е. границы раздела фаз покрываются слоями структурообразующих веществ (органические кислоты, смолы, асфальтены, естественные и привнесенные извне поверхностно активные вещества и микроскопические, механические частицы). Толщина этого аномального структурированного граничного слоя также зависит от физико-химических свойств нефти и воды и может достигать 5 мкм.

Наиболее простой лабораторный эксперимент, доказывающий образование аномального структурированного слоя в капилляре на границе раздела фаз нефть-вода и подтверждающий тенденцию этого слоя к упрочнению с течением времени, выглядел следующим образом.

Стеклянный капилляр с внутренним диаметром 23 мкм обезжиривался спирто-бензольной смесью, обрабатывался хромпиком и промывался дистиллированной водой. Затем его подсоединяли к линии, позволяющей создавать перепад давления, и заполняли обезвоженной дегазированной нефтью. Подготовленный таким образом капилляр погружали в термостатированную ванну с дистиллированной водой и путем создания перепада давления позволяли воде проникать в капилляр на 5-6 мм. Опыт проводился при температуре 60^oC. Затем давали выдержку времени и плавно увеличивали перепад давления, фиксировали его значение в момент страгивания мениска. Далее вся процедура подготовки капилляра повторялась, и эксперимент проводился с другой временной выдержкой. Для опытов были взяты три пробы нефти Бураевского, Воядинского и Татышлинского месторождений НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть".

На фиг. 3 представлены результаты проведенных экспериментов. Как видно из представленных перепадов давлений, необходимый для разрушения аномального структурированного слоя перепад зависит не только от времени контакта нефть-вода, но и от физико-химических свойств нефти.

Можно подсчитать необходимый перепад давления P для страгивания упорядоченно структурированного слоя.

В качестве примера рассмотрим средний случай, в котором принята толщина граничного слоя 3 мкм, радиус поры 10 мкм. Для простоты представим пору в виде цилиндрического капилляра (фиг. 4). В данном случае аномальный граничный слой будет представлять собой цилиндр (фиг. 3).

Перепад давления, необходимый для разрушения структурированного слоя и выхода нефти в водную фазу, составляет:



где _o- касательное напряжение страгивания (5 - 20) 10⁵ [дн/см²];

S_бок - площадь боковой поверхности цилиндра;

S_осн - площадь основания цилиндра;

l - длина цилиндра.

Таким образом, т.к. эффективный диаметр пор низкопроницаемых коллекторов составляет 5 мкм и менее, то перепад давления, необходимый для страгивания упорядоченно-структурированного слоя, составит 0,3 - 1,2 [кгс/м²], т.е. один факт существования структурированных пробок значительно снижает продуктивность нефтяных добывающих скважин, а в отдельных случаях сводит ее на нет. Зная механизм процессов, приводящих к снижению продуктивности скважин, авторы предлагают способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин.

На фиг. 6 представлена схема оборудования нефтяной добывающей скважины по предлагаемому способу снижения обводненности продукции.

В данном случае отбор жидкости из нефтяной скважины производится ниже подошвы продуктивного пласта, что препятствует накоплению в стволе нефтяной скважины воды, следовательно, нефтеносные пропластки в создавшихся условиях контактируют с нефтяной средой, что исключает противодействие фильтрации нефти со стороны сил поверхностного натяжения и образование упорядоченно-структурированных слоев. Фильтрация же воды из водоносных пропластков в нефтяную фазу будет затруднена, т.е. картина, изображенная на фиг. 5, изменится на противоположную (фиг. 7), а приведенные выше расчеты в данных условиях будут справедливы для фильтрации воды в нефтяную среду.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Промывка ствола нефтяной добывающей скважины до забоя (до чистой воды).

2. Спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта.

3. Закачка в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе нефтяной добывающей скважины и насосном оборудовании воды на нефть, возможно, с дальнейшим проведением толуольно-бензольной ванны.

4. Выдержка нефтяной добывающей скважины под давлением для создания перепада давления 0,3-1,2 кгс/см² на границе раздела фаз нефть-вода.

5. Пуск скважины в работу.

Пример конкретного осуществления способа

Промысловый эксперимент по опробованию способа снижения обводненности продукции скважин проводился в НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть" на Татышлинском месторождении. В качестве объекта воздействия была выбрана добывающая скважина N 1608, вскрывающая пласт C₆. Скважина со 146 мм обсадной колонной эксплуатировалась штанговым глубинным насосом с суточным дебитом 9,5 м³/сут. Обводненность добываемой продукции составляла 86%. Обсадная колонна была перфорирована в интервале 1412,6 - 1420,4 м, т.е. вскрытая толща составила 7,8 м. Искусственный забой находился на глубине 1482,3 м. Динамический уровень был отбит на отметке 780 м, глубина спуска насоса составила 1150 м.

Последовательность технологических операции была следующей.

1. Было извлечено глубинно-насосное оборудование.

2. Скважина была промыта до "чистой воды" с допуском до забоя колонны 2,5"" НКТ со скошенным концом.

3. Было спущено глубинно-насосное оборудование следующей компоновки: НКТ 1,5"" - 333 м со скошенным концом, глубинный насос, НКТ 2,5"" 1143 м.

4. Через затрубную задвижку в скважину было закачано 19 м³ дегазированной обезвоженной нефти, доставленной с пункта подготовки, т.е. ствол скважины и насосное оборудование было заполнено нефтью.

5. В затрубное пространство было закачано 120 л толуольно-бензольной смеси (нефрас) и продавлено в зону интервала перфорации 14 м³ нефти, т.е. в интервале перфорации была установлена толуольно-бензольная ванна, на 12 часов, с последующей ее заменой на нефть с частичной ее продавкой в пласт.

6. Время выдержки перфорационного интервала в нефтяной среде под давлением составило 24 часа, затем скважина была пущена в работу.

Через 15 дней работы были проведены замеры дебита, динамического уровня и проведен лабораторный анализ добываемой скважинной продукции на процент воды. Результаты были следующие: дебит - 8,4 м³/сут, динамический уровень - 23 м, процент воды - 37.

Таким образом, предлагаемый способ эффективен, не сложен, дешев и промышленно применим, т.к. может быть приурочен к плановым текущим ремонтам.

Источники информации

1. Е. П. Солдатов, И.И. Клещенко, А.П. Телков. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. - Нефтепромысловое дело, N 6, 1996, с. 5.

2. Патент США N 52479993, E 21 B 43/22, опубл. РЖ ИСМ, вып. 63, N 8, 1995.