СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Предложение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известны способы применения нефтебитумного продукта в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта и обработки нефтяного пласта (патент RU №2140529, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.99 г.), осуществляемые с помощью закачки состава для блокирования водоносных пластов, который представляет собой нефтебитумный продукт, извлеченный из добывающих скважин месторождения высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов. Способ ограничения водопритоков заключается в закачке в пласт нефтебитумного продукта или его растворов с химическими реагентами или полимерами, или углеводородными растворителями, в качестве которых используются тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки, атактический пропилен, мел, сажа, эпоксидная смола, пластмасса, резина, сера и др.), порошкообразный полиакриламид, лигносульфонат, углеводородные растворители (отработанный абсорбент, изопропанол), поверхностно-активные вещества (АФ_9-12, ОП-10, нефтяные сульфонаты натрия), алюмохлорид. Закачку нефтебитумного продукта и химических реагентов можно производить одновременно или последовательно. При этом при использовании химических реагентов в виде тонко измельченных материалов раствор их с нефтебитумным продуктом подвергают механохимической активации и перемешиванию в дезинтеграторных установках.

Недостатками известного способа являются многостадийность и трудоемкость работ, связанные с высокой вязкостью нефтебитумного продукта и сложностью приготовления составов на его основе в промысловых условиях, вследствие чего перед закачкой в пласт требуется предварительный подогрев или смешение его с углеводородным растворителем для снижения вязкости, что ведет к значительному повышению материальных затрат при использовании технологии.

Наиболее близкими по технической сущности к предполагаемому изобретению являются битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2230900, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.06.2004). Согласно изобретению, способ изоляционных работ включает в себя приготовление и закачку в пласт битумсодержащего реагента или его смеси с углеводородным растворителем и/или минеральным порошком, в качестве углеводородного растворителя используют нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу «Корэ», а в качестве минерального порошка - бентонитовую глину.

Недостатками известного способа являются трудоемкость способа, связанная со сложностью и продолжительностью приготовления битумно-минерального тампонажного состава, его многокомпонентность, необходимость использования чистой нефти в качестве углеводородного растворителя, как следствие, высокая стоимость проведения технологии. К тому же, при закачивании битумно-минерального тампонажного состава, содержащего битумную эмульсию с углеводородным растворителем и бентонитовую глину, образующийся водоизоляционный экран будет иметь рыхлую структуру и, как следствие, со временем в условиях интенсивных поглощений и под воздействием агрессивных флюидов водоизоляционный экран будет разрушаться, что не обеспечивает надежную изоляцию водопритоков, приводит к локальному характеру действия данного способа и необходимости производить повторные работы по водоизоляции пласта и, как следствие, дополнительным материальным затратам.

Технической задачей предложения является повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битумно-минерального водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости, исключения дополнительных затрат на проведение повторных работ по ограничению водопритоков и снижения продолжительности и трудоемкости работ.

Задача решается предлагаемым способом ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, который включает в себя закачку в пласт битумно-минерального тампонажного состава, состоящего из битумсодержащего реагента и минерального порошка.

Новым является то, что в качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка тампонажный цемент, причем битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, после приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до отверждения битумно-минерального тампонажного состава в водоносной части пласта, растворения битумно-минерального тампонажного состава в нефтеносной части пласта, после чего производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения битумно-минерального тампонажного состава, находящегося в водоносной части пласта с последующим удалением битумно-минерального тампонажного состава из нефтеносной части пласта при освоении скважины.

В качестве тампонажного цемента используют портландцемент тампонажный ПЦТ-П-50 по ГОСТ 1581-96, а в качестве битумной эмульсии - например, высоковязкую нефть, добытую на Ашальчинском, Мордово-Кармальском месторождениях Республики Татарстан. Высоковязкую нефть берут после установки предварительного сброса воды (УПСВ) плотностью не ниже 870 кг/м³, которая представляет собой природную эмульсию с содержанием воды 5-10%.

Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах реализуется следующим образом.

Приготавливают битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из тампонажного цементного раствора, затворенного на пресной воде при водоцементном отношении 0,5 с добавлением битумной эмульсии в количестве от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. Все компоненты битумно-минерального тампонажного состава перемешивают до выравнивания плотности и закачивают в обводненный пласт с помощью цементировочного агрегата по предварительно спущенной в скважину колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). После закачки битумно-минерального тампонажного состава в скважину для отверждения битумно-минерального тампонажного состава в пласте состав оставляют под достигнутым давлением не менее чем на 2 ч (определено опытным путем), но не более времени отверждения битумно-минерального тампонажного состава. После выдержки производят обратную промывку в объеме не менее 1,5 объема колонны НКТ, которую после промывки приподнимают на 200-300 м с доливом в скважину жидкости соответствующей плотности глушения скважины, и оставляют скважину на время отверждения битумно-минерального тампонажного состава (обычно на 24-48 ч).

При добавлении в тампонажный цементный раствор битумной эмульсии более 10% от массы сухого тампонажного цемента растекаемость битумно-минерального тампонажного состава уменьшается, что может привести к росту давления нагнетания битумно-минерального тампонажного состава и, как следствие, к возникновению технологических трудностей при прокачке (потребуется больше времени для закачки битумно-минерального тампонажного состава в пласт, что может привести к его отверждению непосредственно в скважине). При добавке битумной эмульсии в тампонажный цементный раствор менее 1% от массы сухого тампонажного цемента формируемая оболочка из битумной эмульсии вокруг частиц цемента имеет малую толщину и при попадании ее в нефтенасыщенную часть пласта происходит ее разрушение и высаждение цементных частиц в нефтенасыщенной части пласта, что затрудняет его вымывание. Таким образом, сроки отверждения битумно-минерального тампонажного состава, содержащего битумную эмульсию в пределах от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, составляют 8-12 ч, что позволяет произвести безаварийную закачку предложенного битумно-минерального тампонажного состава в изолируемый интервал.

При закачивании предлагаемого битумно-минерального тампонажного состава в водонасыщенную часть пласта произойдет его отверждение вследствие поглощения воды цементом, при этом битумная эмульсия коалесцирует на поверхности адсорбирующего вещества (частиц цемента), а при попадании битумно-минерального тампонажного состава в нефтенасыщенную часть пласта отверждения не произойдет вследствие исключения процесса гидратации цемента в пересыщенной углеводородами среде ввиду того, что битумная эмульсия растворяется в углеводородной жидкости, что приводит к вымыванию битумно-минерального тампонажного состава из нефтенасыщенной части пласта и этим обусловлена селективность предлагаемой технологии. После выдержки, достаточной для отверждения цемента, попавший в нефтенасыщенную часть пласта и разбавленный пластовой нефтью битумно-минеральный тампонажный состав вымывается из коллектора еще в начале освоения пласта. Образовавшийся водоизоляционный экран в водонасыщенной части пласта стоек к действию агрессивных сред, поэтому может применяться для ограничения водопритоков в условиях сероводородной агрессии, обеспечивая надежную изоляцию пласта.

Приготовление битумно-минерального тампонажного состава осуществляется следующим образом.

Заблаговременно с использованием штатной спецтехники при капитальном ремонте скважин готовят битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из тампонажного цементного раствора (В/Ц=0,5) и битумной эмульсии (1-10% от массы сухого цемента). Затворение цемента водой для приготовления битумно-минерального тампонажного состава производится на скважине с использованием цементосмесительного агрегата. Тампонажный цемент подается на блок перемешивания цементосмесительной установки, куда одновременно подается вода. Полученный раствор откачивают в промежуточную емкость (используют чанок цементировочного агрегата), в которую равномерно добавляют битумную эмульсию. Далее битумно-минеральный тампонажный состав цементировочным агрегатом подают в смесительно-осреднительную установку УСО-16 или аналогичную, из которой после перемешивания до выравнивания плотности цементировочным агрегатом закачивают в скважину. Битумная эмульсия способна перемешиваться в любом типе смесителя с принудительным типом перемешивания, обеспечивающим получение однородного гомогенного битумно-минерального тампонажного состава.

Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях по стандартной методике согласно ГОСТ 26798.1-96 при температуре 20±2°С и атмосферном давлении были определены прочностные свойства балочек из битумно-минерального тампонажного состава. Указанные испытания для наиболее близкого способа не проводили, так как прочность глинистой массы из используемого состава настолько мала, что из него не формировались балочки, требуемые для испытаний по ГОСТ 26798.1-96. Хрупкость битумно-минерального тампонажного камня определяли как отношение прочности битумно-минерального тампонажного камня на сжатие к прочности на изгиб. Результаты испытаний приведены в таблице.

Испытания водоизолирующей способности предлагаемого способа проводили на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм. Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель прокачивают битумно-минеральный тампонажный состав. Количество закачанного битумно-минерального тампонажного состава равно поровому объему модели пласта. Модель оставляют на 24 ч с целью отверждения битумно-минерального тампонажного состава, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.

Результаты исследования водоизолирующей способности битумно-минерального тампонажного состава по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога представлены в таблице.

Из полученных результатов следует, что битумно-минеральные тампонажные составы, содержащие битумную эмульсию от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, обладают наилучшими прочностными свойствами. При содержании битумной эмульсии более 10% от массы сухого тампонажного цемента прочностные свойства битумно-минерального тампонажного камня ухудшаются. Наличие битумной эмульсии от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента в составе битумно-минерального тампонажного состава уменьшает хрупкость битумно-минерального тампонажного камня, что указывает на повышение трещинностойкости образующегося камня. Также добавка битумной эмульсии обеспечивает увеличение коррозионной стойкости битумно-минерального тампонажного камня, которое обусловлено тем, что битумная эмульсия за счет гидрофобизации пор уменьшает проницаемость цементного камня.

В течение 3 месяцев хранения полученных битумно-минеральных тампонажных камней в пластовой воде, содержащей сероводород, снижение прочности у битумно-минеральных тампонажных камней не происходит, а через 6 месяцев хранения в пластовой воде, содержащей сероводород, снижение прочности происходит незначительно, что позволяет утверждать о стойкости битумно-минеральных тампонажных камней к действию агрессивных сред.

Из представленных результатов видно, что коэффициент изоляции по предложенному способу через 24 ч составил 100%, через 6 мес. - 94-98%, а у наиболее близкого аналога соответственно 100 и 78%.

К тому же, обладая демпфирующими свойствами, битумная эмульсия обеспечивает повышение его ударной стойкости, что особенно ценно при эксплуатации скважины. Исследования полученных тампонажных камней при их хранении в пластовой воде более 6 месяцев показали, что изменение их линейных размеров не произошло, т.е образовавшийся тампонажный камень водостоек за счет образования в структуре гидрофильного цементного камня гидрофобных битумных пленок.

По отношению к наиболее близкому аналогу использование битумной эмульсии в битумно-минеральном тампонажном составе приводит к увеличению коррозионной стойкости тампонажного камня за счет гидрофобизации пор образующегося тампонажного камня и снижению его хрупкости.

Все вышеперечисленное обуславливает низкую водопроницаемость битуминизированного тампонажного камня и увеличивает время работы скважины до повторного обводнения. Кроме того, в отличие от прототипа отсутствие дополнительных операций по приготовлению битумсодержащего реагента в заявляемом способе упрощает способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, сокращает продолжительность работ и, как следствие, снижает их стоимость.

Пример практического применения.

В скважине №7890 с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм геофизическими методами был установлен интервал водопритока в интервале 1430-1435 м. Приготовили с применением указанной ранее специальной техники и методики 15 м³ битумно-минеральный тампонажный состав из пресной воды и портландцемента ПЦТ-II-50 с добавкой 6% битумной эмульсии от массы сухого тампонажного цемента. Закачали приготовленный битумно-минеральный тампонажный состав в скважину по предварительно спущенным в скважину на глубину 1400 м 73 мм НКТ. Далее произвели продавку битумно-минерального тампонажного состава технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м³ в объеме 4,7 м³. После продавки битумно-минерального тампонажного состава выдержали битумно-минеральный тампонажный состав под давлением в течение 2 ч. После выдержки произвели обратную промывку скважины пресной водой в объеме 6,4 м³. После промывки приподняли колонну НКТ на глубину 1100 м с доливом скважины пресной водой и оставили скважину на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в битумно-минеральном тампонажном составе на 48 ч. В результате обводненность скважины снизилась с 97% до 84%, что привело к повышению дебита с 0,9 до 3,9 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости, исключения дополнительных затрат на проведение повторных работ по ограничению водопритоков и снижения трудоемкости работ.