Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки.

Огромные запасы нефти сосредоточены в водонефтяных зонах, где обводненность по основным эксплуатационным объектам достигает более 90%, что отрицательно сказывается на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Наиболее остро стоит проблема высокой (преждевременной) обводненности продукции скважин.

Рациональное применение технологий ограничения водопритоков значительно повышает эффективность разработки нефтяных месторождений. В настоящее время существует множество способов проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известен способ водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносных пластов, 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 - 24 с. - 2007 год.

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.

Недостатком этого способа является низкая прочность создаваемого водоизоляционного экрана и дополнительное время ожидания (технологической выстойки).

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 водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины [Патент RU 2247224 / Клещенко И.И., Баймурзина Т.Н. (RU) Телков А.П. (RU) Ягафаров А.К. (RU), Сухачев Ю.В. (RU) Сохошко С.К. (RU), в котором производится закачка состава для селективной водоизоляции, после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.

Недостатками данного способа является сложность проведения операции, а также риск прорыва закачиваемого газа сквозь селективный состав, в результате чего в процессе эксплуатации скважины неизбежно поступление пластовых вод.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах, путем создания протяженного и достаточного по толщине водоизоляционного экрана.

Технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении мощности, радиуса водоизоляционного экрана, а также отсрочки времени обводнения скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ отсечения конуса подошвенной воды в нефтяных скважинах, включает остановку скважину, извлечение внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны основного ствола, установку пакер-пробки на 1 м ниже нижних перфорационных отверстий, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку изоляционного состава селективного действия, с последующим закачиванием тампонажного состава на микроцементной основе, с последующим закачиванием тампонажного состава на цементной основе, установку цементного стакана до кровли продуктивного пласта, подъем колонны НКТ с пакером, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементного стакана с пакер-пробкой, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. На фиг. 1-4 представлены схемы реализации способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину 1, эксплуатирующую продуктивный пласт 2, в нижней части которого залегает подошвенная вода 3, останавливают по причине высокой обводненности, возникшей в результате образования конуса подошвенных вод 4, перекрывшего нижний интервал перфорации 5. Извлекают внутрискважинное оборудование 6 эксплуатационным пакером 7 из эксплуатационной колонны основного ствола, устанавливают пакер-пробку на 1 м (не показано) ниже нижних перфорационных отверстий (фиг. 1), спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером 8, закачивают изоляционный состав селективного действия 9 (фиг. 2), с последующим закачиванием тампонажного состава на микроцементной основе 10, позволяющего оттеснить селективный состав вглубь пласта (фиг. 3), с последующим закачиванием тампонажного состава на цементной основе 11, позволяющий оттеснить тампонажный состав на микроцементной основе и селективный состав в глубь пласта, а также закрепить водоизоляционный экран (фиг. 4). Закачивание в три цикла позволит отсечь конус подошвенных вод 4 и создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК. После закачки третьей порции производится установка цементного стакана до кровли продуктивного пласта (не показано), подъем колонны НКТ с пакером 8, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементного стакана с пакер-пробкой (не показано), спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.

Предлагаемый способ отсечения конуса подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного экрана и увеличить безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины.

В качестве тампонажного состава селективного действия 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), C09K 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 с диатомитом представлены в таблице 1.

В качестве тампонажного состава на микроцементной основе рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)₂ при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0; смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)₂ - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Ca(ClO)₂ - 2,0. [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК C09K 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 2.

Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 3.

Описание:

1 - скважина;

2 - нефтенасыщенная часть пласта;

3 - водонасыщенная часть пласта;

4 - водонефтяной контакт;

5 - перфорационные отверстия;

6 - внутрискважинное оборудование;

7 - эксплуатационный пакер;

8 - НКТ с пакером;

9 - селективный состав;

10 - тампонажный состав на микроцементной основе;

11 - тампонажный состав на цементной основе.