Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ, ОБОРУДОВАННУЮ ГЛУБИННЫМ ВСТАВНЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений (Патент RU №2121569, E21B 43/32, E21B 33/138, опубл. 10.11.1998 г.), включающий поинтервальное закачивание блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы.

Известен способ проведения водоизоляционных работ на скважине (Патент RU №2188929, E21B 33/13, опубл. 10.09.2002 г.), включающий спуск колонны безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) в полость колонны лифтовых труб, закачивание в полость БДТ буферной жидкости, инертной по отношению к водоизолирующему составу, закачивание водоизолирующего состава в расчетном объеме и второй порции буферной жидкости и продавливание водоизолирующего состава и буферной жидкости. Причем продавливание ведут двумя независимо работающими насосными агрегатами, которыми закачивают продавочную жидкость в колонну БДТ, колонну лифтовых труб и в эксплуатационную колонну. При этом процесс закачивания продавочной жидкости обоими агрегатами продолжают до полного вытеснения водоизолирующей композиции из колонны БДТ и проникновения водоизолирующей композиции в пласт.

Недостатком известных способов является необходимость предварительного подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) или колонны лифтовых труб. Это требует привлечения подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины, что приведет к удорожанию и снижению рентабельности работ.

Близким по технической сущности заявляемого предложения является способ изоляции зон водопритока в скважине (Патент RU №2315171, E21B 33/13, опубл. 20.01.2008 г., бюл. №2), включающий спуск в скважину до интервала проведения изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки гибкой трубы, последовательное закачивание в гибкую трубу структурообразующего реагента, буферной жидкости, структурообразователя и продавочной жидкости, когда из гибкой трубы в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем структурообразующего реагента и часть объема буферной жидкости, начинают подъем гибкой трубы. При этом скорость подъема гибкой трубы и расход закачиваемой продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромонтиторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси из гибкой трубы был вытеснен весь объем структурообразователя. Это обеспечивает равномерное распределение закачиваемого под давлением через гидромониторную насадку структурообразователя в структурообразующем реагенте и образование в стволе скважины однородной тампонирующей смеси. После того, как из гибкой трубы вытеснен весь объем структурообразователя, полученная тампонирующая смесь продавливается в изолируемый интервал.

Наиболее близкой по технической сущности заявляемого предложения является технология ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга (Технологии ремонтно-изоляционных работ с применением колтюбинга / Р.Р. Кадыров и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. - С. 76-78), включающая закачивание изоляционной композиции на основе гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб через гибкую безмуфтовую трубу колтюбинговой установки диаметром 25,4 мм, спущенную по межтрубному пространству.

Недостатком близких по технической сущности способа изоляции и технологии является необходимость использования колтюбинговой установки, что приводит к удорожанию и снижению рентабельности работ.

Техническими задачами предложения являются упрощение способа и повышение экономической эффективности способа ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом.

Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом, включающим закачивание изоляционной композиции без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб, продавливание изоляционной композиции в изолируемый интервал, технологическую выдержку для структурирования изоляционной композиции и ввод скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что для закачивания изоляционной композиции отсоединяют сальниковый шток от головки балансира, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб, закрепляют штанги в устьевом сальнике, демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата и проводят закачивание изоляционной композиции в изолируемый пласт через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса, причем изоляционная композиция готовится на основе одного или нескольких из перечисленных реагентов - гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений, полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, гидролизованного полиакрилонитрила, унифлока, жидкого стекла, кремнезоля, полиалюминия хлорида, алюмохлорида, ацетата хрома, хромкалиевых квасцов, бихромата натрия, этилацетата, кислоты соляной ингибированной, водного раствора хлористого кальция, также изоляционная композиция содержит мелкодисперсные наполнители, такие как водонабухающие полимеры, резиновую крошку, глинопорошок, синтетическое или минеральное фиброволокно, древесную муку.

Гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения (КОС) представляют собой жидкость от желтого до черного цвета. Допускается наличие механических примесей и взвеси, выпадающих в осадок при отстаивании. Условная вязкость при температуре 20,0±0,5°C по вискозиметру ВЗ-246 с диаметром сопла 4 мм составляет не более 30 с. Температура замерзания должна составлять не выше минус 50°C.

Полиакриламид (ПАА) представляет собой порошок модифицированного полиакриламида молекулярной массы 5-12 млн дальтон с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20% и временем растворения в пресной воде не более 60 мин.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет собой натриевую соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты, применяется как заменитель природных коллоидных веществ в нефтегазовой промышленности.

Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) представляет собой вязкую жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с вязкостью 1%-ного водного раствора в пределах 22-40 мПа⋅с и сухим остатком не менее 10% или порошок желтого цвета (допускается оранжевый оттенок) с массовой долей основного вещества не менее 95% и pH 1%-ного водного раствора в пределах 9-12,5.

Унифлок представляет собой водорастворимый порошок гидролизованного полиакрилонитрила желтоватого, кремового или розового цвета с насыпной плотностью 1-1,2 г/см³. Массовая доля воды - не более 10%, массовая доля нерастворенного продукта - не более 5%.

Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81.

Кремнезоль (гидрозоль диоксида кремния) представляет собой опалесцирующий раствор желтоватого цвета с массовой концентрацией диоксида кремния в пределах 29-31%, силикатным модулем в пределах 4,1-9,4, pH в пределах 9-10,5, кинематической вязкостью не более 10 мм²/с и плотностью в пределах 1196-1220 кг/м³.

Этилацетат по ГОСТ 8981-78.

Кислота соляная ингибированная представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей хлористого водорода в пределах 20-24%.

Водный раствор хлористого кальция представляет собой раствор плотностью 1282-1337 кг/м³ (или пластовая девонская вода хлор-кальциевого типа плотностью 1180 кг/м³, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м³ добавлением порошка хлористого кальция по ГОСТ 450-77).

Полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5-5, массовой долей оксида алюминия (Al₂O₃) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка - не более 0,5%.

Алюмохлорид представляет собой жидкость слабо желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком, массовая доля основного вещества в перерасчете на AlCl₃ в пределах 1200-1300 г/дм³.

Хромкалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79.

Ацетат хрома выпускается в виде 50% водного раствора с плотностью 1300 кг/м³.

Бихромат натрия по ГОСТ 2651-78.

В качестве наполнителей используют, например, мел по ГОСТ 17498-72, глинопорошок по ГОСТ 25795-83, древесную муку по ГОСТ 16361-87, резиновую крошку фракции 1-2 мм.

Водонабухающие полимеры представляют собой порошок белого или близкого к белому цвета плотностью 1150-1200 кг/м³, насыпной массой 600-700 кг/м³ и с размером частиц от 0,1 до 5 мм с массовой долей растворимой части не более 5-20%, с массовой долей остаточного акриламида не более 0,2%.

Синтетическое волокно строительное микроармирующее (ВСМ) представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно цилиндрической формы диаметром 10-35 мкм и длиной 3-18 мм.

В качестве минерального волокна используют базальтовое волокно, получают его из расплавленной базальтовой породы.

В качестве технологической жидкости используют воду пресную, сточную или минерализованную хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м³.

Сущность предложения заключается в закачивании изоляционной композиции в изолируемый пласт без подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных или лифтовых труб. При проведении работ по заявляемому способу исключаются следующие операции: предварительный подъем скважинного оборудования и спуск колонны НКТ или колонны лифтовых труб. Не требуется привлечение подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины, что ведет к упрощению способа ограничения водопритока и значительному снижению стоимости этих работ. Готовят скважину для закачивания композиции, для этого отсоединяют сальниковый шток подвески насоса от головки балансира наземного привода насоса, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны НКТ и закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, после чего соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Готовят водоизоляционную композицию, используя стандартную технику. Закачивают композицию через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Блокирование водонасыщенных зон пласта происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. После продавливания композиции в изолируемый интервал и технологической выдержки скважину вводят в эксплуатацию.

Для доказательства выполнения технической задачи заявленного изобретения приводим конкретные примеры по определению эффективности способа ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину, оборудованную глубинным вставным штанговым насосом.

Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину. Готовят скважину для закачивания композиции, для этого отсоединяют сальниковый шток подвески насоса от головки балансира наземного привода насоса, гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб и закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода, после чего соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Готовят изоляционную композицию смешением в мернике цементировочного агрегата 3 м³ КОС и 2,4 м³ пресной воды в течение 30 мин. Закачивают композицию через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Продавливают изоляционную композицию в изолируемый интервал закачиванием воды. После продавливания композиции и технологической выдержки в течение 48 ч для структурирования изоляционной композиции скважину вводят в эксплуатацию.

Данные по примерам 1-5 сведены в таблицу.

Примеры 2-5. Выполняют технологические операции как в примере 1.

Использование заявляемого способа позволяет повысить экономическую эффективность ограничения водопритока в нефтедобывающую скважину за счет исключения необходимости использования колтюбинговой установки, отказа от применения подъемника и бригады капитального или подземного ремонта скважины для подъема скважинного оборудования и спуска колонны насосно-компрессорных или лифтовых труб.