Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод, и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. На месторождениях Западной Сибири изоляцию притока подошвенных вод проводят установлением в стволе скважины цементных мостов и закачиванием в обводненные участки пласта водоизолирующих составов.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного раствора цемента, а затем продукта фторсиликатной жидкости (Авторское свидетельство СССР N 939789 E21B 43/62).

Недостатком данного способа изоляции притока подошвенной воды является низкая эффективность водоизоляции, повышенная сложность технологии закачки растворов в призабойную зону пласта (ПЗП).

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению изоляции притока подошвенной воды является способ, согласно которому проводят перфорацию эксплуатационной колонны в обводненном интервале пласта ниже водонефтяного или газоводяного контакта, закачивают в перфорационные отверстия под газоводяным или водонефтяным контактом водоизоляционную композицию. Для предотврашения заколонных перетоков воды или газа внутри эксплуатационной колонны устанавливают цементный мост, проводят повторное вскрытие продуктивного пласта и вызов притока (Патент РФ N 2231630 E21B 43/00, E21B 45/32).

Недостатком этого способа является недостаточная надежность изоляции притока подошвенной воды, так как в пласте образуется экран, представленный неустойчивой композицией геля, которая при контакте с пластовой водой разрушается, что приводит к расформированию водоизоляционного экрана и проникновению подошвенной воды в интервал перфорации.

Задачей изобретения является разработка эффективного способа снижения обводненности нефтяных и газовых скважин.

Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе изоляции притока подошвенной воды в скважине устанавливают характер насыщения пласта и положение водонефтяного или газоводяного контакта по данным геофизических исследований, проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале водонефтяного или газоводяного контакта, закачивают в призабойную зону углеводородную жидкость газоконденсат или дизельное топливо для удаления пластовой воды, продавливают в пласт водоизоляционной композицией соляную кислоту и оставляют в пласте для реагирования, вытесняют из пласта продукты реакции и остатки соляной кислоты водоизоляционной композицией и докрепляют водоизоляционный экран раствором, содержащим микродур RU, сульфацелл и воду при водоцементном отношении 0,8-0,9, устанавливают цементный мост и осваивают скважину.

Данный способ основан на создании водоизоляционного экрана для снижения обводненности скважин при их эксплуатации. Создание водоизоляционного экрана достигается закачкой водоизоляционной композиции, например геля с докреплением его раствором, содержащим микродур RU. В практике водоизоляционных работ в качестве водоизоляционных композиций при капитальном ремонте скважин могут использоваться следующие водоизоляционные композиции:

- модификатор (113-53 или 113-85) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + гидрофобная кремнийорганическая жидкость;

- этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТО 16) + синтетическая виноградная кислота + хлорид кальция (CaCl₂).

Затем водоизоляционный экран докрепляют раствором, содержащим микродур RU, сульфацелл и воду при водоцементном отношении 0,8-0,9. Для терригенного пласта объем раствора составляет 0,5-2,0 м³ на 1,0 м эффективной толщины. В интервале обводнившегося пласта устанавливают цементный мост, перекрывающий перфорационные отверстия.

В результате проведенных работ будет создан водоизоляционный экран на границе необводненной продукции скважины.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважине по данным геофизических исследований устанавливают характер нефтегазонасыщения и устанавливают положение водонефтяного или газоводяного контакта. На 5-7 м выше водонефтяного или газоводяного контакта эксплуатационную колонну перфорируют. Спускают в скважину НКТ с пакером, например 2ПД-ЯГ, который размещают на 5-10 м ниже интервала перфорации эксплуатационного пласта. После этого в скважину через НКТ цементировочным агрегатом закачивают расчетное количество углегводородной жидкости, например газоконденсата для удаления воды из призабойной зоны скважины. Для увеличения проницаемости призабойной зоны и удаления глинистой составляющей цемента пород в скважину закачивают раствор 10-12%-ной соляной кислоты в объеме 0,4-0,6 м³ на 1 м эффективной толщины для слабопроницаемых пород и 0,6-1,0 м³ на 1 м эффективной толщины для высокопроницаемых пород и оставляют на реагирование при пластовой температуре от 30 до 60°C на восемь часов.

Затем через колонну НКТ в пласт закачивают водоизоляционную композицию, например модификатор 113-53 или 113-85 + этилсиликат, например ЭТС-40 или ЭТС-16 + гидрофобная кремнийорганическая жидкость из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины, которая вытесняет продукты реакции и непрореагировавшую кислоту вглубь пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. Водоизоляционный экран докрепляют раствором микродура RU и сульфацелла, например при следующем соотношении компонентов, мас.%), микродур RU - 54,6-53,7, сульфацелл - 0,6-0,6, вода - 44,8-45,7.

В интервале обводнившейся части продуктивного пласта устанавливают цементный мост.

После ОЗЦ и испытания цементного моста на прочность и герметичность поднимают колонну НКТ и пакер 2ПД-ЯГ на высоту 50-100 м и промывают скважину и осваивают пласт.

Пример реализации способа.

В эксплуатационной скважине глубиной H=2500 м эксплуатируются терригенные поровые породы - коллекторы. Для установки водоизоляционного экрана радиусом r_э=6.0 м вскрыта перфорацией эффективная толщина породы-коллектора h_э=5 м. Коэффициент открытой пористости определяется по данным геофизических исследований K_п=0,22. Радиус обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты с целью увеличения ее проницаемости R=1.0 м, а радиус скважины r_с=0.08 м.

В данном случае объем раствора соляной кислоты для обработки поровых пород-коллекторов определяют по формуле:

.

где K_п - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

R - радиус обработки призабойной зоны, м;

r_с - радиус скважины, м;

h_э - эффективная толщина, вскрытая перфорацией, м.

Объем раствора соляной кислоты для обработки поровых пород-коллекторов определяют по формуле:

.

Объем водоизоляционной композиции для установки водоизоляционного экрана определяют по формуле:

,

где K_п - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

h_э - эффективная толщина, вскрытая перфорацией, м;

r_э - радиус установки водоизоляционного экрана, м.

Объем водоизоляционной композиции для установки водоизоляционного экрана составляет

.