Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах.

Как правило, виды водопритоков в добывающие скважины определяются геологическим строением нефтяных залежей: проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, наличием подошвенных или контурных вод в геологическом разрезе скважины, близким расположением водоносных горизонтов, способом эксплуатации залежей, предусматривающим нагнетание вод с целью поддержания пластового давления, и др.

Наиболее распространенной проблемой при совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной является прорыв нагнетаемой воды, используемой для целей ППД по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу непроницаемыми перемычками. В этом случае источником обводненности скважины может быть активная законтурная вода либо вода из нагнетательных скважин.

На практике, при отсутствии внутрипластовых перетоков такую проблему обычно решают путем применения неупругих изолирующих составов или механических изоляторов в нагнетательной или добывающей скважине. Выбор между закачкой изолирующей жидкости или применением механических изолирующих систем зависит от знания того, какой пропласток обводнился.

Известен способ блокирования водоносных пластов (патент RU №2124634), включающий закачку водорастворимого полимера, силиката натрия, регулятора гелеобразования, наполнителя и воды. В качестве водорастворимого полимера состав содержит ПАА, в качестве наполнителя - гранулы прессованного древесного материала (древесная мука или опилки диаметром 0,1-3,0 мм), в качестве регулятора гелеобразования - соляную кислоту.

Недостатком данного способа является вероятность начала гелеобразования водоизоляционного состава до закачки его в скважину из-за использования соляной кислоты, что может привести к возникновению трудностей при прокачивании водоизоляционного состава в скважину.

Известен способ изоляции пластовых вод в скважине (патент RU №2150571), включающий закачку заранее приготовленного гелеобразующего состава, состоящего из жидкого стекла, структурообразователя и воды, а в качестве структурообразователя используется порошок водонабухающего полимера В-615.

Однако недостатком такого способа является то, что предлагаемый водоизоляционный состав применим только в высокоминерализованных пластовых водах, тогда как в пресных (нагнетаемых) гелеобразование при взаимодействии с составом невозможно из-за низкого содержания солей поливалентных металлов.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2476665), включающий приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м³ 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м³ водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м³. Цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м³ водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспензии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м³.

Недостатком данного способа является сложность и длительность технологического процесса проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах.

Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что с целью изоляции водопритока в скважине, эксплуатирующей несколько продуктивных пластов, предложен способ последовательной закачки двух водоизоляционных композиций (ВИК), отличающихся своим составом по их начальной вязкости, времени затвердевания, крепящим свойствам и селективности.

Первая порция ВИК необходима для химического реагирования с водой, применяемой для целей ППД и прорвавшейся в нефтедобывающую скважину. В качестве первой водоизоляционной композиции рекомендуется состав, включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % глинопорошок. Предпосылкой рекомендуемого водоизоляционного состава является разработанный и запатентованный селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [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.], включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % диатомита.

Отличие рекомендуемого водоизоляционного состава от известного состоит в замене диатомита, используемого в качестве загустителя, на бентонитовый глинопорошок.

Бентонитовый глинопорошок обычно применяется для приготовления и регулирования свойств буровых растворов на водной основе, с массовой долей влаги не более 10%, с остатком на сите №05 после мокрого ситового анализа не более 0% и на сите №0071 не более 10%.

Как известно, частицы глинопорошков способны к диспергированию (т.е. набуханию) при контакте с водой. Замечено, что чем ниже минерализация воды, тем больше набухание частиц глинопорошка. Таким образом, замена диатомита бентонитовым глинопорошком позволит использовать его в качестве загустителя водоизоляционной композиции, а также повысить эффективность работ путем дополнительной кольматации путей притока воды.

В качестве второй ВИК (докрепляющего состава) рекомендуется применять состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 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 [пат. 2613067 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01), C09K 8/506 (2006.01). Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др. - Заявка №2015140215, 21.09.2015; опубл. 15.03.2017, Бюл. №8].

Результаты лабораторных исследований по изучению: определения времени образования и качества изолирующего материала, кинематической вязкости и статического напряжения сдвига тампонажных растворов, прочности сформированного тампонажного камня на изгиб и сжатие представлены в таблицах 5, 6 и 7 пат. 2613067.

Способ реализуется следующим образом.

Водоизоляционные работы проводят методом тампонирования в обводнившийся пласт под давлением с установкой съемного или разбуриваемого пакера через имеющиеся перфорационные отверстия:

- скважину 1, эксплуатирующую продуктивные пласты 2 и 3 через перфорационные отверстия 5, глушат (фиг. 1);

- извлекают внутрискважинное оборудование (не показано);

- спускают и устанавливают пакер-пробку 6 (фиг. 2) до подошвы обводнившегося пласта 2 нагнетаемыми водами 4;

- до кровли обводнившегося пласта 2 нагнетаемыми водами 4 спускают компоновку НКТ с «пером» и пакером (съемным или разбуриваемым) (фиг. 2) (при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-покер);

- производят гидроиспытание НКТ с пакером;

- определяют приемистость обводненного пласта;

- приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал водоизоляционную композицию на основе ЭТС + ГКЖ + глинопорошок 8 с последующим закачиванием состава на основе Микродур с модификатором и пластификатором 9 (для докрепления);

- после закачки микроцемента 9 устанавливают микроцементный стакан 10 в полости скважины до кровли обводнившегося пласта (фиг. 3);

- оставляют скважину 1 на ОЗЦ. По истечении срока ОЗЦ производят разбуривание микроцементного стакана 10 и пакер-пробки 6 (не показано);

- спускают компоновку с перфоратором (например, гидропескоструйным) и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта 2.

Предлагаемый способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана и тем самым увеличить безводный (или с оптимальным содержанием воды в продукции) период эксплуатации скважины.