Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом.

На завершающей стадии разработки нефтяных и газовых скважин по мере снижения пластового давления в нефтегазоносную часть залежи начинает подтягиваться пластовая вода. Первоначально к забою скважины пластовая вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, постепенно скапливаясь на забое и медленно поднимаясь по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти и газу поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается. При остановке скважины уровень жидкости в стволе скважины несколько снижается, так как пластовая вода через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонны частично возвращается в продуктивный, еще полностью не обводнившийся, пласт. Скважина даже сможет вновь заработать, то есть из нее будет некоторое время вновь поступать на поверхность нефть или газ, но потом вновь добыча из нее прекратится. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить водоизоляционные работы [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / Амиров А.Д. и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241], например закачивать через вновь образованные перфорационные отверстия водоизолирующие композиции с созданием водоизоляционного экрана, но так как радиус этого экрана не велик, обычно он составляет около 1,5 радиуса скважины.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, МПК ⁶ E21B 43/32,33/13, опубл. 1999].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки [Патент РФ №2244115, МПК ⁷ E21B 43/32, 33/13, опубл. 2005].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также возможное, пусть и в меньшей степени, загрязнение газоносной части пласта цементным раствором с уменьшением газонасыщенной толщины пласта.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в скважине с сохранением газонасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом, включает бурение из основного ствола в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу, закачивание в эти ответвления водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана по радиусу и оставлением скважины на реагирование под давлением.

На фиг. 1-5 представлены схемы реализации способа изоляции притока пластовых вод, на фиг. 6 - схема скважины с радиальными ответвлениями.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину, обводняемую подтягиваемым к забою 1 водяным конусом 2, в которой уровень 3 жидкости перекрыл верхние отверстия интервала перфорации 4 и нижнюю часть лифтовой колонны 5 останавливают. Прекращение добычи нефти и газа из скважины стабилизирует приток пластовой воды к забою 1 и даже снижает уровень жидкости 3, находящейся в эксплуатационной колонне 6 основного ствола скважины за счет возвращения части пластовой воды через перфорационные отверстия интервала перфорации 4 в необводнившуюся часть 7 (фиг. 2) продуктивного пласта 8 за пределами скважины.

При стабилизации уровня жидкости в скважине из эксплуатационной колонны 6 основного ствола извлекают лифтовую колонну 5. Вместо нее на колонне бурильных труб (БТ) 9 спускают направляющую компоновку 10 со сквозным каналом 11 и выходным отверстием 12 в комплекте с якорно-пакерующим устройством 13 (фиг. 2). Якорно-пакерующее устройство 13 позволяет установить, закрепить и загерметизировать направляющую компоновку 10 в эксплуатационной колонне 6, а направляющая компоновка 10 обеспечивает ориентацию спускаемого оборудования в одном из направлений продуктивного пласта 8. Спуск направляющей компоновки 10 осуществляют в обводнившуюся часть 14 продуктивного пласта 8 ниже существующего интервала перфорации 4 или ниже стабилизирующегося уровня 3 пластовых вод.

После этого из скважины извлекают колонну бурильных труб 9 с оставлением в эксплуатационной колонне 6 направляющей компоновки 10. В направляющую компоновку 10 спускают на гибкой трубе (ГТ) 15 посредством переводного рукава высокого давления 16 гидромониторную насадку 17 до выходного отверстия 12 сквозного отверстия 11 направляющей компоновки 10 (фиг. 3). Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) 18, состоящей из песка и раствора на углеводородной основе (РУО), например нефти, прорезают в стенке эксплуатационной колонны 6 отверстие 19.

После прорезания в стенке эксплуатационной колонны 6 отверстия 19 ПЖС 18 заменяют на РУО 20, струями РУО 20 под высоким давлением размывают цементный камень 21 за эксплуатационной колонной 6 и последующим перемещением гидромониторной насадки 17 в радиальном направлении размывают горную породу продуктивного пласта 8 с образованием радиального ответвления 22 (фиг. 4).

После образования первого радиального ответвления 22 из скважины извлекают ГТ 15 с рукавом высокого давления 16 и гидромониторной насадкой 17, проводят поворот направляющей компоновки 10 в той же плоскости на 45 градусов и проводят аналогичные операции по проводке следующего радиального ответвления, далее аналогичные операции по проводке последующих радиальных ответвлений проводят после поворота направляющей компоновки на следующие 45 градусов. Оптимальным количеством радиальных ответвлений считается восемь, что обеспечивает практически полный охват прискважинной зоны пласта, хотя в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны 6 и длины радиальных ответвлений 22 их может быть и больше.

После проводки всех запланированных радиальных ответвлений 22 через них осуществляют закачивание первоначально РУО 20, а затем - водоизоляционной композиции (ВИК) 23 (фиг. 3) с созданием водоизоляционного экрана 24 по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения водяного конуса 2.

В качестве водоизоляционной композиции (гидрофобизирующей) 23 можно использовать ЭТС-40 этилсиликат - кремнийорганическое соединение, содержащее каталитические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (HCl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу. Состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты.

В качестве водоизоляционной композиции (ВИК) 23 можно использовать также и ГКЖ - продукт гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия).

Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур от нуля до 200°C независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания - ниже минус 40°C.

В заключение водоизоляционных работ скважину оставляют на период реагирования закачанных составов под давлением с последующим вызовом притока через существующий интервал перфорации 4. При необходимости интенсификации притока возможно проведение повторной перфорации или работ по кислотной обработке.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет увеличить радиус и площадь водоизоляционного экрана и увеличить безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины. При этом снизить степень загрязнения газонасыщенной части пласта и обеспечить более качественное тампонирование водонасыщенной части продуктивного пласта, сохранить газонасыщенную толщину продуктивного пласта.