Результат интеллектуальной деятельности: Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, в частности для изоляции притока подошвенных вод.

В последние годы на территории Российской Федерации открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.

Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами с целью ограничения водопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.

С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и степени использования сырьевых ресурсов.

Более рациональным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водоизоляционного экрана до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.

Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами [Патент РФ №2386795], включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.

Основным недостатком такого способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водонасыщеную часть пласта, что снижает производительность скважины. Таким образом, эффективность водоизоляционных работ остается под вопросом.

Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ №2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.

Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству - составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.

Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ №2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.

Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами.

Задача настоящего изобретения решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.

Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эксплуатации скважины, а также итогового эффекта от проведенных работ за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.

В зависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщение пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защита пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при проведении водоизоляционных работ, обработок скважин и др.

Проходные заколонные пакеры предназначены для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков.

Проходной пакер спускается в составе обсадной колонны и не перекрывает внутреннюю полость обсадной колонны.

Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.

В качестве заколонного пакера можно рекомендовать самоуплотняющиеся пакер, который характеризуются тем, что уплотнительный элемент его представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому и ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости материала манжеты (т.е резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается.

В пакерах же набухающего действия уплотнительный элемент выполнен из специального эластомера, который способен увеличиваться в объеме, вступая в контакт с определенными жидкостями - водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера закупоривается затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины.

Скорость набухания эластомера зависит от состава эластомера, физико-химического состава жидкости, в которой происходит его набухание, степени доступа жидкости к поверхности эластомера, а также от температурных условий.

В зависимости от температурных условий в скважине, минерализации пластовой воды, состава углеводородов, степени доступа жидкости к эластомеру процесс набухания может длиться от нескольких часов до нескольких дней и недель. Полное увеличение объема может меняться от 100% до 200% и больше.

В качестве водоизоляционного состава для создания водоизоляционного экрана можно рекомендовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].

Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.

Способ реализуется следующим образом (см. фиг. 1, 2, 3, 4).

1. В процессе бурения нефтедобывающей скважины (1) производится вскрытие нефтенасыщенной части (2) пласта, а также вскрытие подстилающей водонасыщенной части (3) пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (4).

2. Производится спуск эксплуатационной колонны (5) с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером (6) на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК (4).

3. Производится распакеровка заколонного пакера (6).

4. Осуществляется спуск колонны бурильных труб (7) с пакером набухающего действия (8) так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера (8) был на границе ВНК (4) (фиг. 1).

5. После этого в зависимости от свойств эластомера осуществляется ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера (8) (к примеру, от 24 часов до 48 часов).

6. По истечении этого времени и проверки качества герметизации пакера (8) производится закачка водоизоляционной композиции (9) через бурильные трубы (7) в водонасыщенную часть пласта (3) с образованием водоизоляционного экрана (10) (объем закачиваемого тампонажного раствора зависит от толщины водонасыщенной части и определяется технологической службой предприятия) (фиг. 2).

7. После закачки производится отсоединение верхней части колонны бурильных труб (7) от нижней, и скважина (1) оставляется на ожидание времени затвердения цемента (к примеру, на 24 часа).

8. По истечении времени ожидания производится спуск новой компоновки бурильных труб с долотом (11) (фиг. 3).

9. Производится разбуривание оставшихся в скважине (1) нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия (8) с вымывом стружки на поверхность.

10. Осуществляется подъем колонны бурильных труб с долотом (11).

11. Спускают насосно-компрессорные трубы (12) (фиг. 4).

12. Закачивают цементный раствор для установки цементного стакана (13) от забоя скважины (14) до уровня ВНК (4).

13. Осуществляют подъем колонны НКТ (12), скважину (1) оставляют на ОЗЦ, производят освоение скважины (1) через перфорированый хвостовик обсадной колонны (5) и вывод на режим.