Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ ИЛИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.

При эксплуатации скважин наблюдаются случаи быстрого обводнения нефтедобывающих скважин в трещиноватых зонах карбонатных коллекторов вследствие прорыва подошвенных и заколонных вод. Традиционные подходы к решению вопроса для изоляции подошвенных вод в данном случае неприемлемы, поскольку пласт имеет как бы две проницаемости: трещинную и межзерновую. Известны способы изоляции, включающие использование нефтецементных тампонажных растворов, которые состоят из цемента и нефтепродукта (нефть, дизельное топливо) в количестве 40-50% от цемента. Основные преимущества нефтецементных тампонажных растворов - отсутствие отверждения при отсутствии воды и отверждение вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20-25%). Проникая, преимущественно, в водопроводящие каналы (в том числе, в трещины) нефтецементный раствор быстро твердеет и, выделяя нефть (или другую основу - дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает во взаимодействие с водой. В результате получается прочный камень. Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при высокой температуре (до 200°С) (Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты, М., «Недра», 1989, с.37, 4-й абзац снизу).

Недостатком способа является седиментационная неустойчивость нефтецементного раствора в период отверждения, при этом выделившаяся нетвердеющая основа нефтецементных тампонажных растворов (нефть, дизельное топливо, керосин и т.п.) после отверждения цемента вымывается при эксплуатации пласта, оставляя поры в цементном камне (застывшем цементном растворе), по которым может поступать пластовая вода, что ускоряет повторное обводнение пласта, при этом данный способ неэффективен при наличии в пласте сероводорода, так как замедляется время отверждения нефтецементного раствора, в результате чего в условиях интенсивных поглощений (в трещиноватых пластах) изоляционный экран подвержен размыванию или разрушению и, как следствие, в результате размывания образуется непрочный цементный камень.

Известен способ цементирования скважин (А.с. SU №1073434, Е21В 33/13, бюл. №6, 1984), включающий приготовление битумно-минеральной тампонажной композиции путем смешения твердообразного тонкодисперсного битумно-минерального компонента с жидкостью или газом, инертным по отношению к нему, транспортирование ее в скважину и обращение в монолитное твердообразное состояние при воздействии температуры, обращение в монолитное твердообразное состояние производят путем выдержки битумно-минеральной тампонажной композиции за колонной в течение времени, необходимого для седиментационного уплотнения битумно-минерального компонента, последующего его нагревания до температуры плавления, повторной выдержки при этой температуре до сплавления частиц компонента и охлаждения до температуры пласта.

Недостатками способа являются многостадийность процесса, вызванная с необходимостью разогрева до температуры плавления битумно-минерального компонента, повторной выдержки при этой температуре до сплавления частиц компонента, и отсутствие избирательности (селективности) при кольматации пласта, так как изолируются близлежащие нефтесодержащие пласты и пропластки.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине (патент RU №2283421, Е21В 33/13, бюл. №25, 2006), включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, продавку цементного раствора в заколонное пространство и ожидание затвердения цемента под давлением в скважине, при этом после разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием, установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещиноватую часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещиноватой части, закачку через скважину цементного раствора ведут при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещиноватую часть, при этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м³, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. В процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.

Недостатками известного способа являются:

- узкая область применения способа, связанная с возможностью использования только в пластах с трещинной частью;

- низкая эффективность способа из-за повышенного давления нагнетания нефтецементного раствора, так как при приготовлении нефтецементного раствора, как правило, температура цемента близка к температуре окружающей среды и температура пласта в среднем 20°С, это ведет к охлаждению нефтецементного раствора, увеличению вязкости, повышению давления нагнетания и, следовательно, к возникновению технологических трудностей при прокачке в пласты скважины нефтецементного раствора, и, как следствие, незначительное проникновение в пласт (на диаметр не более 3-4 метров);

- малоэффективен при наличии сероводорода в пласте, так как замедляется время отверждения нефтецементного раствора, в результате чего в условиях интенсивных поглощений (в трещиноватых пластах) изоляционный экран подвержен размыванию или разрушению и, как следствие, в результате размывания образуется непрочный цементный камень;

- низкая избирательность, так как в нефтесодержащих пластах или пропластках с низким пластовым давлением или с низкой проницаемостью, содержащих водную составляющую, происходит вытеснение более плотным нефтецементным тампонажным раствором продукции скважины без интенсивного перемешивания, с последующей кольматацией этих пластов и пропластков, связанных с невозможностью вымыва цемента, который отверждается под действием воды, находящейся в продукции пласта.

Технической задачей изобретения является расширение области применения за счет возможности использования его в любых продуктивных пластах, в том числе и карбонатных с трещинной частью и содержащих сероводород, повышение эффективности способа изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине за счет увеличения глубины охвата, благодаря снижению давления нагнетания, и повышение избирательности в изоляции за счет более интенсивного перемешивания нефтецементного тампонажного раствора с нефтесодержащей продукцией пластов или пропластков.

Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта, закачивание в скважину нефтецементного раствора, продавку нефтецементного раствора дегазированной товарной нефтью с последующей выдержкой до отверждения нефтецементного раствора.

Новым является то, что перед закачкой нефтецементного раствора призабойную зону пласта предварительно прогревают пластовой водой с температурой не ниже 90°С в объеме не менее половины объема закачиваемого нефтецементного раствора, в котором в качестве нефтяного компонента используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть, подогретую до температуры не ниже 60°С, а дегазированную нефть при продавке нефтецементного раствора подогревают до температуры не ниже 40°С.

Новым является также то, что подогретую пластовую воду закачивают вместе с нейтрализатором сероводорода при его наличии в изолируемом пласте.

Новым является также то, что закачивание в скважину реагентов осуществляют по теплоизолированным трубам.

Сущность предложения заключается в следующем. Через теплоизолированные трубы, спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают пластовую воду (например, пластовую воду девонского горизонта с плотностью ≈1180 кг/м³, бобриковского горизонта с плотностью ≈1150 кг/м³ или т.п.) с температурой не ниже 90°С в объеме не менее половины объема нефтецементного раствора (который определяется исходя из предварительных геологических исследований данного пласта), что позволяет разогреть пласт и стимулировать продукцию пласта, снижая его вязкость и увеличивая текучесть (при закачке меньшего объема и подогреве пластовой воды ниже 90°С не обеспечивает необходимый прогрев пласта, а при подогреве пластовой воды до или выше температуры кипения и большего объема нецелесообразно из-за роста затрат). Кроме того, пластовая вода одновременно является ускорителем отверждения цементного раствора, что способствует образованию прочного цементного камня, надежно кольматируя водопритоки или зоны поглощения в скважине.

При наличии сероводорода в изолируемом пласте в пластовую воду добавляют нейтрализатор сероводорода из расчета 2-2,5 кг на 1 м³ пластовой воды. В качестве нейтрализатора сероводорода можно применять едкий натр, кальцинированную соду, двуокись марганца и т.п.

Далее закачивают нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента. В качестве нефтяного компонента нефтецементного раствора используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть, которую берут после установки предварительного сброса воды (УПСВ) (например, высоковязкая тяжелая или битуминозная нефть Северного и Южного куполов Мордово-Кармальского месторождения плотностью не ниже 870 кг/м³ (см. ГОСТ 51858-2002)), подогретую до текучего состояния с температурой не ниже 60°С. Прогрев нетекучей в пластовых условиях высоковязкой нефти до температуры не ниже 60°С способствует снижению вязкости и, как следствие, снижению давления нагнетания нефтецементного раствора, уменьшению технологических трудностей при прокачке в скважину нефтецементного раствора. Прогрев высоковязкой нефти выше 60°С не влияет на эффективность способа, но нецелесообразен из-за роста затрат, прогрев высоковязкой нефти ниже 60°С может быть недостаточен для обеспечения текучести (снижения вязкости и давления нагнетания) нефтецементного раствора.

При этом в водоносном интервале пласта нефтецементный раствор интенсивно перемешивается с разогретой пластовой водой, которая из-за высокой теплоемкости поддерживает длительное время вязкий нефтяной компонент нефтецементного раствора в текучем состоянии, позволяя шире охватить пласт, независимо от наличия трещин. Цемент при этом поглощает пластовую воду, что ускоряет процесс его затвердевания. Так как нефтяной компонент нефтецементного раствора является гидрофобным веществом, он обволакивает цемент с поглощенной водой и при взаимодействии с непрогретой пластовой водой, охлаждаясь, переходит в нетекучее состояние за счет многократного возрастания вязкости и потери текучести высоковязкой нефти при ее охлаждении до температуры изолируемого пласта, исключая вымывание цемента до его полного застывания из водоносной части пласта. Например, при охлаждении используемой для реализации способа высоковязкой нефти Мордово-Кармальского месторождения от 60 до 20°С (пластовая температура) вязкость возрастает с 250 до 3600 мПа·с. В результате создается экран, изолирующий данный интервал.

При попадании нефтецементного раствора в нефтенасыщенные интервалы пласта раствор интенсивно перемешивается с разогретой продукцией пласта, которая разбавляет вязкий нефтяной компонент нефтецементного раствора, снижая его вязкость и увеличивая процентное содержание нефтяного компонента в нефтецементном растворе, что приводит к его вымыванию из продуктивного пласта.

Затем продавливают нефтецементный раствор до полного вытеснения из ствола скважины дегазированной нефтью, подогретой до температуры не ниже 40°С. Нагрев дегазированной нефти для продавки нефтецементного раствора до температуры не ниже 40°С обеспечивает промывку оставшихся на стенках скважины остатков нефтецементного раствора, следовательно, скважина впоследствии хорошо осваивается, и отпадает необходимость в разбуривании цементного камня, перфорации с целью увеличения дебита.

После выдержки, достаточной для отверждения цемента, попавший и разбавленный пластовой нефтью нефтецементный раствор вымывается из коллектора уже при начале освоения пласта (например, свабированием или созданием депрессии на пласт), то есть предотвращается загрязнение продуктивного коллектора, чем достигается селективность изоляции.

В качестве термоизолированных труб могут быть использованы трубы термоизолированные, соответствующие требованиям ТУ 3665-003-59177165-2003.

Пример конкретного выполнения

Определили приемистость объекта изоляции, наличие сероводорода во вскрытом продуктивном пласте скважины НГДУ «Лениногорскнефть». В зависимости от приемистости интервала объекта изоляции определяют необходимый объем нефтецементного раствора, объем для продавки дегазированной нефти для полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора.

Через теплоизолированные трубы, спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают пластовую воду девонского горизонта с плотностью 1180 кг/м³ с температурой не ниже 95°С в объеме не менее половины объема нефтецементного раствора, нефтецементный раствор при соотношении на 1 м³ нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента. В качестве нефтяного компонента нефтецементного раствора используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть Северного и Южного куполов Мордово-Кармальского месторождения после установки предварительного сброса воды (УПСВ), подогретую до температуры 60°С. Затем продавливают нефтецементный раствор до полного вытеснения из ствола скважины дегазированной нефтью, подогретой до температуры 40°С. Оставляют скважину на выдержку до отверждения нефтецементного раствора. Затем скважину пускают в эксплуатацию.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась практически со 100 до 5-9%, а приемистость нефтеносного интервала пласта не изменилась.

Предлагаемый способ позволяет использовать его в любых продуктивных пластах, в том числе и карбонатных с трещинной частью и содержащих сероводород, эффективно изолировать водопритоки или зоны поглощения в скважине за счет увеличения глубины охвата и снижения давления нагнетания и повысить избирательность в изоляции за счет более интенсивного перемешивания нефтецементного тампонажного раствора с нефтесодержащей продукцией пластов или пропластков.