RU2164589C1 - Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах - Google Patents

Abstract

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован для предотвращения выноса песка и снижения притока пластовых вод в добывающих нефтяных скважинах на месторождениях, характеризующихся относительно низкими, не выше +30^oC, пластовыми температурами и наличием в разрабатываемой залежи неоднородных по проницаемости слабосцементированных интервалов (участков) пласта. Техническим результатом является повышение эффективности предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах. В способе предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, включающем закачку в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважины, формирование в зоне перфорации скважин гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды, с продавливанием его водой и эксплуатацию скважин, предварительно осуществляют прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже +30°С и закачивают оторочку безводной нефти, а в качестве состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину, закачивают водный раствор хлорида кальция с плотностью не ниже 1500 кг/м³, продавливание данного раствора в пласт осуществляют пресной водой с последующей промывкой этой же водой. Причем для формирования указанного фильтра используют 25-30% суспензию в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25 вес.% реагента для добычи нефти - РДН, а в качестве углеводородной фазы используют керосин, или дизельное топливо, или товарную нефть. 2 з.п.ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка и снижения притока пластовых вод в добывающих нефтяных скважинах на месторождениях, характеризующихся относительно низкими (не выше +30^oC) пластовыми температурами и наличием в разрабатываемой залежи неоднородных по проницаемости слабосцементированных интервалов (участков) пласта.

Известен способ предотвращения притока пластовых вод и выноса песка из пласта в призабойную зону добывающих нефтяных скважин посредством закачки в пласт песчано-цементной смеси (Г.А. Зотов и др. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987, с. 15).

Недостатком способа является низкая фильтруемость песчано-цементной смеси в высокопроницаемые участки пласта, что не позволяет создать необходимого по глубине проникновения в пласт водоизолирующего и укрепляющего пласт экрана. Способ трудоемок и требует разбуривания оставленной в интервале призабойной зоны скважины пробки, образующейся из цементно-песчаного раствора и повторной перфорации скважины.

Известен способ водоизоляции (тампонирования) высокопроницаемых участков пласта путем закачки в обводненный нефтяной пласт водных растворов двух реагентов, реагирующих с образованием нерастворимого в воде осадка (RU 2108454 C1, кл. 6 E 21 B 43/32, 33/138, Бюл. N 10, 1998).

Недостатком способа являются низкая цементирующая способность образуемых осадков в отношении рыхлых песчаников, что не обеспечивает необходимого закрепления фильтрующего материала в процессе эксплуатации скважины и не снижает приток воды из пласта в скважину.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих нефтяных скважин путем создания в заколонном пространстве скважины искусственного, отвержденного, пористого полимерного фильтра (SU 1461868 A1, кл. E 21 В 33/138, Бюл. N 8, 89).

Недостаток способа - сложность проведения операций, связанных с закачкой в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывку и обработку данного состава различными растворителями и пенообразователями с целью вымывания из состава отдельных компонентов с целью получения отвержденного фильтра с заданной пористостью.

Известен способ создания скважинного фильтра путем заполнения призабойной зоны фильтрующимся материалом, содержащим равномерно распределенные, эластичные герметичные оболочки, заполненные газом (SU N 1506066, кл. E 21 B 43/08, 1989).

Данный способ сложен в исполнении и мало эффективен, поскольку предлагаемый фильтрующий материал, обеспечивая необходимую проницаемость призабойной зоны, обладает недостаточными пескоизолирующими свойствами и не предотвращает приток в скважину воды из пласта.

Известен способ экранирования пескопроявления скважин, включающий ввод в зафильтрованную полость пласта суспензии зернистого материала с размером частиц (зерен), превышающим размер отверстий скважинного фильтра, где в качестве зернистого материала используют частицы полимера, древесные опилки, полые стеклянные шарики и т.п. с нейтральной плавучестью, т.е. частицы находятся в дисперсионной среде (нефти или воде) во взвешенном состоянии (СССР 1795087 A1, E 21 B 43/08, 1993).

Недостаток способа - низкие песко- и водоизолирующие свойства у жидкостного суспензионного фильтра с нейтральной плавучестью твердых частиц.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ обработки добывающих нефтяных скважин, предусматривающий предотвращение выноса песка и снижение водопритока в этих скважинах и включающий закачку в высокопроницаемые слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину - предварительно катализированной смолы, твердения его - формирования в зоне перфорации скважины гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды с вытеснением его водой в зону закупорки, и эксплуатацию скважин (Патент США N 4091868, E 21 В 33/138, 30.05.1978).

Недостатком этого известного способа является недостаточная его эффективность.

Задачей изобретения является повышение эффективности предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Указанная задача решается тем, что в способе предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, включающем закачку в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважины, формирование в зоне перфорации скважин гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды, с продавливанием его водой и эксплуатацию скважин, предварительно осуществляют прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже +30^oC и закачивают оторочку безводной нефти, а в качестве состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину, закачивают водный раствор хлорида кальция с плотностью не ниже 1500 кг/м³, продавливание данного раствора в пласт осуществляют пресной водой с последующей промывкой этой же водой. Причем для формирования указанного фильтра используют 25-30% суспензию в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25 вес.% реагента для добычи нефти - РДН, а в качестве углеводородной фазы используют керосин, или дизельное топливо, или товарную нефть.

Используемый компонент РДН - реагент для добычи нефти, выпускается по ТУ 2458-001-2116606-97. Горячий пересыщенный водный раствор хлорида кальция представляет собой вязкую глицеринообразную жидкость, которая хорошо фильтруется в слабосцементированные, водонасыщенные участки пласта и слабо фильтруется в нефтенасыщенные участки пласта.

Процесс растворения в воде безводного порошкообразного хлорида кальция протекает с выделением тепла, что, в свою очередь, повышает растворимость хлорида кальция CaCl₂ в воде с 40-42 вес.% при 20^oC до 58-60 вес.% при 70 ^oC. Если насыщенный раствор хлорида кальция, полученный при 70^oC, постепенно охлаждать, то образующийся пересыщенный раствор при температуре около 25-30^oC за счет кристаллообразования переходит из жидкого в твердое состояние.

При закачке такого горячего пересыщенного раствора CaCl₂ в водонасыщенные, слабоцементированные участки пласта, являющиеся основными каналами поступления воды и песка в нефтяные скважины, при температуре пласта в пределах 20-30^oC происходит образование, в радиусе проникновения в пласт пересыщенного горячего раствора хлорида кальция, твердого кристаллического материала, прочно скрепляющего данные участки пласта, предотвращая тем самым поступление в скважину через данные участки пласта как песка, так и воды.

Далее, использование гидрофобизированной реагентом РДН суспензии порошкообразного CaCl₂ в маловязкой углеводородной фазе, например керосине, дизельном топливе или товарной маловязкой нефти, позволяет достаточно просто довести данную суспензию до забоя скважины, заместить данной суспензией как более тяжелым телом, скважинную жидкость, включая и пластовую воду, и после осаждения из маловязкой углеводородной фазы частиц хлорида кальция, гидрофобизированных реагентом РДН, создать в скважине в зоне перфорации концентрированный, тяжелый (плотность около 1700 кг/м³), суспензионный, гидрофобный фильтр, проницаемый для нефти и мало проницаемый для воды.

В отличие от способа-прототипа, если по каким-либо причинам гидрофобизированные частицы хлорида кальция будут с продукцией скважины вынесены из призабойной зоны пласта, то в процессе обработки деэмульгатором продукции скважины произойдет разрушение гидрофобной асфальто-смолистой оболочки реагента РДН на кристаллических частицах CaCl₂ и их растворение в пластовой воде.

Таким образом, в предлагаемом способе предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих скважинах для закрепления слабоцементированных участков продуктивной зоны пласта и создания фильтра, снижающего поступление в скважину как песка, так и притока пластовой воды, применяют одно и то же вещество - порошкообразный хлорид кальция.

При изучении других технических решений в данной области не выявлено применение пересыщенного раствора хлорида кальция для закачки в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта с целью изоляции водопритока и пескопроявления добывающих скважин, а также не выявлено и применение гидрофобизированной реагентом РДН суспензии порошкообразного хлорида кальция в керосине, дизельном топливе или товарной нефти для формирования в скважине в зоне перфорации пласта тяжелого, проницаемого для нефти и мало проницаемого для воды, гидрофобного фильтра, снижающего одновременно вынос песка из пласта в скважину, что указывает на соответствие заявляемого способа критериям "новизна" и " изобретательский уровень".

Способ осуществляется следующим образом.

В пескопроявляющую добывающую нефтяную скважину, обсаженную колонной, вскрытую перфорацией в интервале продуктивного пласта и оборудованной спущенной до интервала перфорации насосно-компрессорной трубой (НКТ), одним из известных методов, например с помощью агрегата ЦА-320, вначале осуществляют закачку в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта горячего (температура не ниже +70^oC) пересыщенного водного раствора хлорида кальция плотностью не ниже 1500 кг/м³.

Причем для того, чтобы не произошло преждевременное охлаждение пересыщенного раствора CaCl₂ в НКТ или призабойной зоне пласта, а также для того, чтобы обеспечить необходимый радиус проникновения вязкого, пересыщенного раствора CaCl₂ в водонасыщенные, слабосцементированные участки пласта, скважину и призбойную зону пласта вначале прогревают паром или горячей водой до температуры выше +30^oC.

Затем, чтобы исключить смешивание пересыщенного раствора CaCl₂ с водой, в скважину, после ее прогрева, закачивают оторочку безводной нефти.

Необходимый объем закачиваемого пересыщенного горячего раствора хлористого кальция расчитывают по известной формуле:
VCaCl₂ = [π R²/2 · h · m], м³,
где R - радиус обработки (проникновения в пласт горячего раствора хлористого кальция), м;
h - суммарная толщина интервалов наибольшей приемистости продуктивной зоны пласта, определяемая по ГИС, м.

m - пористость наиболее проницаемых участков пласта, %.

После закачки в скважину горячего пересыщенного раствора CaCl₂ производят при закрытом затрубе продавливание данного раствора в пласт пресной водой, затем этой же водой при открытом затрубном пространстве производят промывку НКТ и перфорированной зоны пласта, предотвращая тем самым образование кристаллогидратов CaCl₂ как в НКТ, так и в малопроницаемых нефтенасыщенных интервалах пласта, куда проникновение пересыщенного вязкого раствора CaCI₂ было незначительным.

Далее, после промывки скважины пресной водой осуществляют формирование в призабойной зоне скважины тяжелого, суспензионного, гидрофобного фильтра. Для чего в скважину при открытом затрубном пространстве закачивают 25-30% суспензию порошкообразного хлорида кальция в керосине (дизельном топливе или маловязкой товарной нефти) с добавкой в качестве гидрофобизатора реагента РДН в количестве 5,0-25 мас.%.

Объем суспензии, необходимый для формирования в скважине в зоне перфораций тяжелого гидрофобного фильтра, рассчитывают из условий, что данный гидрофобный фильтр, образующийся после уплотнения гидрофобизированных частиц хлорида кальция, должен не менее чем в 2 раза перекрывать мощность разрабатываемого продуктивного пласта.

После закачки в скважину суспензии хлорида кальция скважину выдерживают 8-12 ч для завершения процесса кристаллизации пересыщенного раствора CaCl₂ в слабоцементированных участках пласта и создания (уплотнения) в зоне перфорации скважины тяжелого гидрофобного фильтра. После чего в скважину спускается насосное оборудование и скважина пускается в эксплуатацию.

Пример конкретного осуществления предлагаемого способа.

Работы по ограничению водопритока и пескопроявления с применением предлагаемого способа были проведены на добывающей скв. N 7483 Архангельского месторождения, НГДУ "Ямашнефть", республика Татарстан.

Скважиной N 7483 вскрыт продуктивный пласт на глубине 1135-1150 м (тульский горизонт).

Мощность пласта 10-11 м, содержит несцементированные, рыхлые песчаники, пористость 0,001%, интервал перфорации 1134-1146 м.

Скважина введена в эксплуатацию в конце 1996 г. с начальным дебитом по жидкости 30 т/сут. Из-за выноса песка и быстрого обводнения скважина неоднократно находилась в ремонте. До обработки скважины дебит по жидкости составлял 11 м³/сут, обводненность 60%.

Регламент обработки данной скважины с целью предотвращения выноса песка и снижения ограничения водопритока включал следующие операции:
- закачку горячей (t=70^oC) воды в объеме 3 м³ для прогрева скважины и призабойной зоны при открытом затрубном пространстве;
- закачку, при закрытом затрубном пространстве при P=10 атм 1,0 м³ нефти для предотвращения смешения подготавливаемого пересыщенного раствора CaCl₂ с пресной водой;
- приготовление (растворение) расчетного объема (1 м³) пересыщенного раствора CaCl₂ плотностью при 70^oC = 1495 кг/м³. Для чего в 600 л холодной воды растворяли 1000 кг порошкообразного хлорида кальция. При этом температура полученного пересыщенного раствора CaCl₂ достигла величины порядка 75-78^oC;
- закачку расчетного объема горячего пересыщенного раствора CaCl₂ в скважину оторочкой нефти в объеме 1,5 м³ и далее пресной водой при давлении 100 атм;
- промывку при открытом затрубном пространстве НКТ и призабойной зоны пласта пресной водой до выхода из скважины пресной воды;
- приготовление расчетного объема (в пределах 1,5 м³) гидрофобной суспензии хлористого кальция путем смешения в 800 л дизельного топлива 300 л реагента РДН и 500 кг порошкообразного безводного CaCl₂;
- закачку в скважину гидрофобной суспензии хлорида кальция в дизельном топливе;
- технологическую выдержку скважины (около 12 ч) для завершения процессов укрепления несцементированных участков пласта кристаллами хлористого кальция и формирования в призабойной зоне скважины фильтра из осевших гидрофобизированных частиц хлористого кальция;
- спуск насосного оборудования и пуск скважины в эксплуатацию.

Как следует из описания приведенного регламента обработки скважины предлагаемым способом предотвращения выноса песка и снижения водопритока, предлагаемый способ достаточно прост в исполнении, для его осуществления не требуется применения каких-либо дефицитных или дорогостоящих реагентов. Реализация предлагаемого способа осуществляется с помощью нефтепромыслового оборудования, например агрегата ЦА-320, широко применяемого в различных технологических процессах ремонта и обработки призабойной зоны скважин. Все это выгодно отличает предлагаемый способ от известных способов аналогичного назначения.

Наблюдениями за работой скв. N 7483 установлено, что после проведения обработки данной скважины предлагаемым способом, несмотря на то, что дебит скважины по жидкости практически не изменился и колеблется в пределах 10-12 т/сут, обводненность продукции снизилась с 60% до 25-30%, что на практике соответствует увеличению добычи нефти из данной скважины более чем в 2 раза.

Кроме того, устойчивая работа насосного оборудования и отсутствие до настоящего времени в добываемой продукции скв. N 7483 твердой фазы указывает на то, что в данной скважине, после ее обработки предлагаемым способом, имеет место также и приостановка выноса песка из пласта.

Claims (3)

1. Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, включающий закачку в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступления воды и вынос песка из пласта в скважины, формирование в зоне перфорации скважин гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды, с продавливанием его водой и эксплуатацию скважин, отличающийся тем, что предварительно осуществляют прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже +30^oС и закачивают оторочку безводной нефти, а в качестве состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину, закачивают водный раствор хлорида кальция с плотностью не ниже 1500 кг/м³, продавливание данного раствора в пласт осуществляют пресной водой с последующей промывкой этой же водой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для формирования указанного фильтра используют 25 - 30% суспензию в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5 - 25 вес.% реагента для добычи нефти - РДН.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы используют керосин, или дизельное топливо, или товарную нефть.