СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах.

При эксплуатации скважин, особенно на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, по мере снижения пластового давления, в нефтенасыщенную часть залежи эффективно внедряются подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия начнет поступать в скважину и постепенно скапливаться на забое, с последующим подъемом по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется, и добыча из нее прекращается. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить ремонтные водоизоляционные работы (ВИР).

Известен способ изоляции обводненных пластов, используемый при изоляции зон водопритоков при капитальном ремонте скважин [RU 2013521 Е21В, 30.05.1994].

При этом способе последовательно в скважину закачивают порции водонефтяной эмульсии с водной фазой 40-60%, причем вязкость каждой последующей порции превышает вязкость предыдущей, и затем закачивается цементный раствор с водоцементным отношением В/Ц=0,7-0,9.

Недостатками являются довольно низкая технологичность и избирательность применения и использование данного способа возможно только при высокой проницаемости изолируемых интервалов пласта.

Известен способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах [RU 2496970 Е21В, 27.10.2013]. Способ реализуется путем последовательной закачки в проницаемый пласт порций тампонирующих материалов. В качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида (ПАА) закачивают проппант с покрытием из кремнийорганического соединения (KOC), обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом. Затем закачивается пресная вода, а в качестве второй порции отверждающегося материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.

Из недостатков способа необходимо отметить технологическую сложность процесса, недостаточную прочность изоляционного экрана и ограниченную применимость - преимущественно только в коллекторах с трещинной проницаемостью.

Известен способ изоляции вод в трещиноватых пластах [RU 2112875, Е21В 33/13, 10.06.1998]. Способ включает последовательную закачку в обводненный пласт изоляционного материала и суспензии резиновой крошки.

Недостатком данного способа является то, что при закачке в обводненный пласт суспензия резиновой крошки в жидкости оттесняет закаченный ранее изоляционный материал, а также недостаточная прочность получаемого изоляционного экрана.

Известен способ водоизоляции трещиноватых пластов [RU 2187622 Е21В 33/14, 20.08.2002], включающий последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов на основе водного раствора гидролизованного акрилового полимера и соли поливалентных металлов.

Недостатками являются недостаточное тампонирование трещин с большим раскрытием и низкая прочность водоизоляционного экрана для блокирования притока воды в скважину.

Известен способ проведения водоизоляционных работ в скважине [RU 2495229 Е21В, 10.12.2013], включающий последовательную закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла:

- I цикл - закачка полимера В50Э в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л;

- II цикл - закачка полимера В105 в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л;

- III - закачка полимера В210 в пресной воде.

Недостатками являются технологическая сложность приготовления композиций и непосредственно выполнения операции ВИР и низкая прочность создаваемого водоизоляционного экрана.

Известен способ проведения ВИР, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал пласта буфера из пресной воды, водонабухающего полимера АК-639, затворенного на пресной воде, и цементного раствора [Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2003. - №2. С. 17-19].

Недостатками этого известного способа являются:

- значительное увеличение объема полимера уже во время закачки, т.е. полимер не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующего в системе пласт-скважина;

- использование цементного раствора не обеспечивает избирательного тампонирования и его невозможно закачать в коллекторы с низкими проницаемостью и приемистостью.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине [RU 2239048 Е21В, 27.10.2004] путем последовательной закачки тампонирующих смесей с различным сроком структурирования. Тампонирующая смесь состоит из структурообразователя и структурообразующего реагента.

Недостатком является довольно низкая технологичность приготовления тампонирующих смесей и непосредственно их применения, а также недостаточная прочность водоизоляционного экрана.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяную скважину, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [RU 2127807 Е21В 43/32, 20.03.1999].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся продуктивной части пласта из-за попадания в нее неселективного тампонажного материла при проведении ВИР.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяную скважину, осуществляемый «напластованием» экрана [Скородиевский, В.Г. Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносных пластов [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук / Скородиевский Вадим Геннадиевич. - Краснодар, 2007 г. - 24 с.].

Способ основан на закачке в пласт при различных расходах нескольких (трех-четырех) порций состава АКРОН с отличающимися начальной вязкостью и временем потери текучести. Причем после продавки в пласт каждой порции делаются технологические остановки на 20-60 мин или больше в зависимости от пластовой температуры. Время потери текучести закачиваемых порций регулируется величиной разбавления товарных составов водой.

Недостатками этого способа являются технологическая сложность как в приготовлении порций состава с различной вязкостью и временем потери текучести, так и при осуществлении операции ВИР, и недостаточная прочность создаваемого водоизоляционного экрана.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах с внедрившимися (конусообразование) подошвенными водами.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции притока подошвенных вод в нефтяные скважины.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что с целью увеличения прочности и радиуса водоизоляционного экрана предложен способ последовательной установки экрана, основанный на закачивании в обводнившийся продуктивный пласт двух водоизоляционных композиций, отличающихся своим составом по их начальной вязкости, времени затвердевания, крепящим свойствам, селективности.

Первая порция ВИК необходима для отсечения и осаждения конуса воды. В качестве тампонажного раствора рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)₂ при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)₂ - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Са(ClO)₂ - 2,0 [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК С09К 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с.].

Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 1.

Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 2.

Продавка в пласт второй изоляционной композиции с созданием экрана в плоскости ВНК начинается после осаждения конуса воды, отверждения первой композиции и образования экрана ниже ВНК на 1,0-1,5 м.

В качестве второго тампонажного раствора рекомендуется использовать селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % диатомита [Пат. 2529080. Российская Федерация, МПК Е21В 33/138 (2006.01), С09К 8/506 (2006.01). Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Долгушин В.А., Клещенко И.И., Леонтьев Д.С., и др. - заявка №2013125841/03, 04.06.2013; опубл. 27.09.2014, Бюл. №27. - 6 с.].

Состав и технологические характеристики селективной водоизоляционной композиции на основе ЭТС-40 и диатомитом представлены в таблице 3.

Выбор вяжущего вещества для установки первого водоизоляционного экрана зависит от геолого-физических свойств продуктивного пласта. Если пласт обладает низкими ФЕС, грубодисперсную систему (цементный раствор) затруднительно, а порой и невозможно закачать в пористую среду. Наиболее приемлемым является применение тампонажного раствора на основе микроцемента (микродура).

Микродур - это особо тонко минеральное вяжущее с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава.

Согласно европейской классификации микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Spinor (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), микродур RU (ООО Дюккер Хофф, г. Сухой лог - Россия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д.И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Microdur (Германия, Дюккерхоф). Microdur - это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Microdur отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Microdur: S, F, U, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 4).

Микродур по сравнению с наиболее распространенным вяжущим цементом обладает рядом преимуществ: оптимальное (по времени) затвердевание, высокая водоудерживающая способность, благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия «Микродур» обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии сопоставима с бездисперсными вяжущими, что позволит закачку тампонажного материала на основе микродура в радиальные каналы без каких-либо затруднений. Преимуществом микродура является также экологическая и санитарная безопасность.

Второй изоляционный экран из композиции селективного действия с диатомитом устанавливается выше первого, отсекающего конус воды экрана в плоскости водонефтяного контакта (ВНК).

Способ реализуется следующим образом.

Скважину, в которой уровень подошвенной воды перекрыл нижние отверстия интервала перфорации, останавливают.

Устанавливают цементный мост с перекрытием продуктивного пласта на 5 м от кровли продуктивного пласта. После ОЗЦ мост разбуривают и осуществляют перфорацию 1,0 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК с привязкой интервала перфорации по РК и устанавливают первый водоизоляционный экран на основе микродура с расчетным радиусом экрана.

После выдержки скважины на реакции затвердевания тампонажного состава на основе микродура осуществляют перфорацию 1-2 м пласта в плоскости ВНК. Через перфорационные отверстия закачивают селективную водоизолирующую композицию ЭТС-40 с диатомитом с докреплением у стенки скважины (в радиусе 1-2 м) водоизолирующим составом на основе микродура, обладающим более высокими прочностными характеристиками по сравнению с тампонажным составом на основе ЭТС-40 с диатомитом.

Для гарантированной эффективности изоляционных работ требуемая протяженность радиуса экрана, установленного на плоскости ВНК, определяется из условия, что частная производная депрессии по радиусу депрессионной воронки при фильтрации нефти и отсутствии движения воды на внешнем контуре экрана, как это следует из гравитационного разделения флюидов, не должна превышать величины:

где ρ_в - плотность воды.

После отверждения композиции для второго водоизоляционного экрана, установленного в плоскости ВНК, осуществляется повторная перфорация продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию.

Водоизоляционные экраны, образованные в продуктивном пласте, предотвращают поступление подошвенных вод в необводнившуюся часть продуктивного пласта, сохраняя и продлевая безводный период эксплуатации.

Предлагаемый способ изоляции притока подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана и тем самым увеличить безводный (или с оптимальным содержанием воды в продукции) период эксплуатации скважины.