Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах.

В Западной Сибири в последние годы открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам, залежи с газовой шапкой, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. 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 или газа. При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, а рациональная их эксплуатация невозможна без знания геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения и загазовывания нефтяных залежей и скважин.

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

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 и газа промышленных категорий, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона [Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.].

С целью ликвидации конусообразования, особенно при эксплуатации однородных коллекторов, между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта устанавливаются водонепроницаемые экраны. Установка искусственных непроницаемых экранов, как правило, не дает существенного эффекта, так как не удается создать экран большой протяженности по радиусу от оси скважины. К тому же при водонапорном режиме, когда напор подошвенных вод является основным источником энергии при вытеснении нефти, стационарное положение экрана ограничивает его (режим) энергетические возможности созданием больших гидравлических сопротивлений.

В настоящее время существует множество способов проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

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.

Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, E21B 43/32, опубликованный 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 сложность закачки тампонажного состава в низкопроницаемые коллектора.

Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) 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).

Недостатком этого способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания ВНП в скважину, он, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г. Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м³/(ч⋅МПа), многократно увеличивающийся в объеме уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в скважине [патент RU 2580532], включающий бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины.

Недостатками данного способа является недостаточная толщина образованного водоизоляционного экрана.

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

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

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах включает остановку скважины, в которой уровень ВНК перекрыл нижние отверстия интервала перфорации, извлекают внутрискважинное оборудование из эксплуатационной колонны основного ствола, устанавливают пакер-пробку на 1 м ниже водонефтяного контакта, закачивают тампонажный состав (к примеру, на основе ПЦТ-100) в нижний интервал перфорационных отверстий с последующим образованием водоизоляционного экрана, спускают компоновку с фрезой в скважину, разбуривают пакер-пробку, поднимают компоновку с фрезой из скважины и спускают на колонне бурильных труб направляющую компоновку со сквозным каналом и выходным отверстием в комплекте с якорно-пакерующим устройством, извлекают колонну бурильных труб с оставлением в эксплуатационной колонне направляющей компоновки, в направляющую компоновку спускают на гибкой трубе (ГТ) гидромониторную насадку до выходного отверстия сквозного отверстия направляющей компоновки, струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие, после прорезания в стенке эксплуатационной колонны отверстия ПЖС заменяют на РУО, струями РУО под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают водоизоляционный экран и горную породу продуктивного пласта с образованием удлиненного радиального ответвления, после образования первого радиального ответвления из скважины извлекают ГТ с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, проводят поворот направляющей компоновки 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, после проведения операция по бурению радиальных каналов в одной плоскости продуктивного пласта проводят бурение радиальных каналов ниже этой плоскости, но в толщине имеющегося водоизоляционного экрана, после проводки всех запланированных радиальных ответвлений через них осуществляют закачивание водоизоляционной композиции (ВИК) с созданием водоизоляционного экрана по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения ВНК, и оставлением цементного стакана в полости скважины не выше водоизоляционного экрана.

На фиг. 1-7 представлены схемы реализации способа изоляции притока пластовых вод.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину 1, эксплуатирующую продуктивный пласт 2 нефтяной залежи с подошвенным залеганием пластовых вод 3 и в которой уровень водонефтяного контакта 4 перекрыл нижние отверстия интервала перфорации 5, останавливают. Прекращение добычи нефти из скважины стабилизирует приток пластовой воды к забою скважины 1 и даже снижает уровень жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне основного ствола скважины 1 за счет возвращения части пластовой воды через перфорационные отверстия интервала перфорации 5 в необводнившуюся часть продуктивного пласта 2 за пределами скважины. При стабилизации уровня жидкости в скважине 1 из эксплуатационной колонны основного ствола извлекают внутрискважинное оборудование 6 (фиг. 1).

Вместо нее на колонне бурильных труб (БТ) 7 с пакером 8 спускают и устанавливают пакер-пробку 9 на 1 м ниже водонефтяного контакта 4. Активируют пакер 8 в скважине 1, закачивают тампонажный состав (к примеру на основе ПЦТ-100) в нижний интервал перфорационных отверстий 5 с последующим образованием водоизоляционного экрана 10 (фиг. 2). После ОЗЦ и образования стойкого водоизоляционного экрана 10 спускают компоновку с фрезой 11 в скважину 1, разбуривают пакер-пробку 9 с остатками цемента с последующей промывкой скважины (фиг. 3).

Поднимают компоновку с фрезой 11 из скважины и спускают на колонне бурильных труб 12 (фиг. 4) направляющую компоновку 13 со сквозным каналом 14 и выходным отверстием 15 в комплекте с якорно-пакерующим устройством 16. Якорно-пакерующее устройство 16 позволяет установить, закрепить и загерметизировать направляющую компоновку 13 в эксплуатационной колонне скважины 1, направляющая компоновка 13 обеспечивает ориентацию спускаемого оборудования в одном из направлений продуктивного пласта 2. Спуск направляющей компоновки 13 осуществляют в обводнившуюся часть продуктивного пласта 2 в интервале имеющегося водоизоляционного экрана.

После этого из скважины извлекают колонну бурильных труб 12 с оставлением в эксплуатационной колонне направляющей компоновки 13. В направляющую компоновку 13 спускают на гибкой трубе (ГТ) 17 посредством переводного рукава высокого давления 18 гидромониторную насадку 19 до выходного отверстия 15 сквозного отверстия 14 направляющей компоновки 13 (фиг. 5). Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) 20, состоящей из песка и раствора на углеводородной основе, прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие 21 (фиг. 5).

После прорезания в стенке эксплуатационной колонны отверстия 21 ПЖС 20 заменяют на РУО 22, струями РУО 22 под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки 19 в радиальном направлении размывают водоизоляционный экран 10 и горную породу продуктивного пласта 2 с образованием удлиненного радиального ответвления 23 (фиг. 6).

После образования первого радиального ответвления 23 из скважины извлекают ГТ 17 с рукавом высокого давления 18 и гидромониторной насадкой 19, проводят поворот направляющей компоновки 13 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 и длины радиальных ответвлений их может быть и больше.

После проведения операций по бурению радиальных каналов в одной плоскости продуктивного пласта 2 проводят бурение радиальных каналов ниже этой плоскости, но в толщине имеющегося водоизоляционного экрана 10 по аналогичным операциям, описанным выше.

После проводки всех запланированных радиальных ответвлений через них осуществляют закачивание водоизоляционной композиции (ВИК) 24 (фиг. 7) с созданием водоизоляционного экрана по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения ВНК 5, и оставлением цементного стакана 25 в полости скважины не выше водоизоляционного экрана.

В заключение водоизоляционных работ скважину оставляют на период реагирования закачанных составов под давлением с последующим вызовом притока через существующий верхний интервал перфорации 5. При необходимости интенсификации притока возможно проведение повторной перфорации или работ по кислотной обработке и др.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного экрана и увеличить безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины.

В качестве второй водоизоляционной композиции 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 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.

Описание:

1 - скважина;

2 - продуктивный пласт;

3 - подошвенная вода;

4 - водонефтяной контакт;

5 - перфорация;

6 - внутрискважинное оборудование;

7 - бурильные трубы;

8 - пакер;

9 - пакер-пробка;

10 - водоизоляционный экран;

11 - компоновка бурильной трубы с фрезой;

12 - колонна бурильных труб;

13 - направляющая компоновка;

14 - сквозное отверстие направляющей компоновки;

15 - выходное отверстие;

16 - якорно-пакерующее устройство;

17 - гибкая труба;

18 - рукав высокого давления;

19 - гидромониторная насадка;

20 - подача песчано-жидкостной смеси;

21 - отверстие в эксплуатационной колонне;

22 - подача раствора на углеводородной основе;

23 - удлиненное радиальное ответвление;

24 - второй водоизоляционный экран;

25 - цементный стакан.