способ изоляции водопритока в газовой скважине

Формула изобретения

1. Способ изоляции водопритока в газовой скважине, включающий закачку в скважину после ее остановки с расчетной скоростью жидких углеводородов с добавками поверхностно-активных веществ с доставкой в заданную зону интервала перфорации скважины и запуск скважины в работу через определенное время, отличающийся тем, что предварительно в скважину закачивают двоякорастворимые поверхностно-активные вещества - модификаторы, продавливают их в пласт газом, затем закачивают жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ-эмульгаторов и снова продавливают газом.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве модификаторов используют вещества спиртово-ацетонового или гликолевого ряда.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для доставки реагентов и обеспечения расчетной скорости закачки используют кол-тюбинг.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к изоляции водопритока в газовой скважине.

Известен способ изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине (см. SU 1758219 А2, 1992).

Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение указанного 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 асфальто-смолистых веществ, а затем газом высокого давления в течение продолжительного времени продавливают в глубь пласта. Затем скважину запускают в работу (см. Хатмуллин Ф.Г. и др. Применение нефтей для осушки и гидрофобизации призабойной зоны газовых скважин. Газовая промышленность, 2, 1974, с. 29-31).

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 плата закачиваемая нефть проникает во все газонасыщенные пропластки, так как глубина проникновения нефти в каждый проницаемый пропласток зависит от общего объема закачанной в скважину нефти и соотношения коэффициентов проницаемости пропластков 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.

Известен также тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов, содержащий полимер, ацетон и неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), так называемый А-пласт, применяемый на газовых скважинах (см. пат. РФ 2046180, Е 21 В 33/138, 1995).

Однако и этот способ имеет ряд недостатков, заключающихся в технологической сложности и требующий значительных затрат, и в большинстве случаев для закрепления эффекта устанавливают цементные мосты.

Из известных способов ближайшим на наш взгляд является способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине по патенту РФ 2136877, Е 21 В 43/32, 33/143, 1999, который включает закачку в насосно-компрессорные трубы после остановки скважины жидких углеводородов и запуск в работу скважины через определенное время, при этом закачку расчетного количества жидких углеводородов осуществляют порциями, через определенные промежутки времени, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками ПАВ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне. Кроме этого, закачку жидких углеводородов производят при появлении следов пластовой воды в продукции газовой скважины.

Однако указанный способ дает кратковременный эффект водоизоляции ввиду низкой адгезии используемых водоотталкивающих углеводородов к стенкам поровых каналов коллектора, не обеспечивает селективности и контроля за поглощением углеводородов выбранным пропластком в случае расположения "башмака" НКТ в кровле интервала перфорации.

Для устранения указанного недостатка в способе изоляции водопритока в газовой скважине, включающем закачку в скважину после ее остановки с расчетной скоростью жидких углеводородов с добавками ПАВ с доставкой в заданную зону интервала перфорации скважины и запуск скважины в работу через определенное время, предварительно в скважину закачивают двоякорастворимые ПАВ - модификаторы, продавливают их в пласт газом, затем закачивают жидкие углеводороды с добавками ПАВ-эмульгаторов и снова продавливают газом.

В качестве модификаторов используют вещества спиртово-ацетонового или гликолевого ряда.

При этом для доставки реагентов и обеспечения расчетной скорости закачки используют кол-тюбинг.

В качестве двоякорастворимых ПАВ могут использоваться, например, ацетон технический по ГОСТ 2768-84, метанол технический по ГОСТ 2222-84, этиленгликоль, диэтиленгликоль.

В качестве ПАВ-эмульгаторов можно применять синтетические жирные кислоты (СЖК) фракций С 16 - С 22 по ТУ 38.507-63-285-92.

Для расширения области применения и повышения эффективности работ после остановки скважины и набора статического давления в кол-тюбинг, "башмак" которого устанавливают в подошву интервала, выбранного для обработки пласта, при непрерывной подаче со скоростью, обеспечивающей заданный динамический уровень, закачивают расчетное количество двоякорастворимых ПАВ-модификаторов и вытесняют их газом в удаленную зону пласта. В процессе взаимодействия поверхности поровых каналов с прокачиваемой жидкостью происходит смена характера смачиваемости, т.е. модификация поверхности, что в дальнейшем обеспечивает достаточный уровень адгезии углеводородов к минералам, слагающим коллектор пласта. Закачка жидких углеводородов производится по аналогичной схеме, а в качестве жидких углеводородов используют нефтепродукты с добавками поверхностно-активных веществ-эмульгаторов, способствующих образованию эмульсий второго рода на контакте пластовая вода - углеводороды. Используемые углеводороды для обеспечения необходимого режима закачки в скважину доводят до определенной консистенции путем разбавления более легкими фракциями и подогреваются, причем плотность подготовленных углеводородов в пределах 0.78-0.82 г/см³ при 20^oС.

Поставленная цель достигается тем, что ограничение водопритока в обработанном пласте происходит под действием двух факторов - это смена фазовой проницаемости коллектора (ухудшение по воде и улучшение по газу) и образование эмульсионных экранов по мере внедрения воды.

В крупных водоплавающих сеноманских газовых залежах интервалы перфорации в действующих скважинах достигают 40-60 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 пропластку независимо от его мощности.

Для обеспечения селективности, по предлагаемому способу, скорость подачи жидкостей определяется путем подбора режима закачки, при котором давление в кольцевом пространстве остается равным статическому, а установившийся динамический уровень не перекрывает верхнего сверхпроводимого пропластка, интервал которого определяется по профилю приемистости или геологической модели. Динамический уровень контролируется по давлению закачки, для этого опытным путем при минимальной подаче определяется давление поглощения, а расчетным путем - допустимое превышение над этим давлением по формуле

Р_п= (Н_о-Н_п)р, где Н_о - глубина кровли обрабатываемого пропластка, м; Н_п - глубина подошвы верхнего сверхпроводимого пропластка, м; р - плотность жидкости, кг/м³; Р_п - допустимое превышение давления, МПа.

Так, при обработке пропластка, кровля которого находится на глубине 1260 м, а подошва верхнего сверхпроводимого пропластка 1200 м, углеводородами плотностью 800 кг/м³ допустимое превышение давления составит

Р_п=(1260-1200)800=0.48 МПа.

Благодаря малому сечению кол-тюбинга производится точный контроль за процессом закачки, не допуская переполнения интервала перфорации рабочей жидкостью, а при использовании регулируемых перепускных устройств на заданное давление полностью автоматизируют, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "изобретательский уровень" и "новизна".

Далее, углеводородная смесь для равномерного распределения по стенкам поровых каналов вытесняется газом на периферию пласта в течение 3-5 суток, после чего скважину запускают в промысловый газопровод с периодическим отбором проб жидкой фазы и при отсутствии в ней углеводородов проводят газодинамические исследования.

На Уренгойском месторождении для ограничения притока подошвенных вод в эксплуатационных сеноманских скважинах проведены работы, где использовалась смесь нефти и газоконденсата с добавками ПАВ-эмульгатора со следующими результатами.

Заключение ПГИ по скважине 174.

По сравнению с данными ПГИ, полученными при исследовании, до обработки наблюдается увеличение суммарного дебита газа с 271.98 до 471.6 тм³/сут, при снижении депрессии на пласт Р=1.8 атм.

Поступление воды в скважину с забоя в результате подъема ГВК, наблюдаемое ранее, в настоящее время не отмечается. В результате проведенных работ минерализация воды с 2331.93 мг/дм³ до обработки снизилась до 710 мг/дм³.

Заключение ПГИ по скважине 1111

По данным ПГИ при сравнении с ранее проведенными исследованиями отмечается изменение границ интервалов притока и дебитов, поступающего в скважину газа. При такой же депрессии на пласт (dP-1,23 атм.) из нижней части перфорированного интервала, работающей ранее с максимальным дебитом (Q-146.77 тм³/сут. ), дебит газа незначителен. Дебит газа, поступающий из верхней части перфорированного интервала, увеличился без изменения суммарного дебита по скважине. В результате проведенных работ минерализация воды с 2200 мг/дм³ до обработки снизилась до 760 мг/дм³.