СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока или поглощений в скважине, и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием колтюбинговой техники.

Известен способ изоляции зон поглощений в скважине [авторское свидетельство №866131, Е21В 33/138, опубл. 23.09.81, Бюл. №35], включающий последовательное вытеснение из заливочных труб двух исходных компонентов тампонажного раствора, последующее их перемешивание и задавку образовавшегося тампонажного раствора в зону поглощения. При реализации способа, после вытеснения первого компонента заливочную колонну спускают до нижнего установившегося уровня этого компонента, после чего осуществляют вытеснение второго компонента, заливочную колонну при этом поднимают до верхнего уровня тампонажного раствора.

Недостатком известного способа является то, что при вытеснении в ствол скважины компонентов тампонажного раствора скважинная жидкость, находящаяся под нижним уровнем тампонажного раствора, продавливается в изолируемую зону. Традиционными технологическими жидкостями, используемыми при производстве ремонтов нефтяных скважин, являются пластовые минерализованные воды и водные растворы неорганических солей. Продавливание этих водных систем в изолируемый продуктивный коллектор приводит к снижению нефтепроницаемости призабойной зоны скважины из-за образования устойчивых водонефтяных эмульсий, выпадения минеральных осадков при смешении пластовых вод с закачиваемой скважинной жидкостью, создания условий, способствующих возникновению значительных капиллярных сил, способных удерживать в порах воду. Снижение нефтепроницаемости призабойной зоны приводит к увеличению срока освоения и выхода скважины на режим. Кроме того, при изначально низкой приемистости изолируемой зоны, после закачивания в нее скважинной жидкости, находящейся под нижним уровнем тампонажного раствора, приемистость может снизиться настолько, что закачать весь объем тампонажного раствора будет невозможно.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий безопасную закачку в изолируемый интервал тампонирующей смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из структурообразующего реагента и структурообразователя [патент №2239048, Е21В 33/13, опубл. 27.10.2004, Бюл. №30]. При реализации способа первую порцию структурообразователя смешивают со структурообразующим реагентом на дневной поверхности, а вторую порцию структурообразователя вводят в смесь при подъеме насосно-компрессорных труб. После разгерметизации скважины для поднятия насосно-компрессорных труб с целью введения второй порции структурообразователя в тампонирующую смесь происходит выравнивание давлений, создаваемых столбами жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевым пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной. При выравнивании давлений происходит переток жидкостей из насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной либо в обратном направлении. При этом уровни жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевом пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной смещаются относительно друг друга, что делает невозможным смешение всего объема второй порции структурообразователя с тампонирующей смесью. Чтобы не допустить смещения уровней второй порции структурообразователя и тампонирующей смеси, подбирают продавочную жидкость с плотностью, необходимой для уравновешивания столбов жидкости в насосно-комрессорных трубах и в кольцевом пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Недостатком известного способа является то, что при использовании объема тампонирующей смеси, близкого к объему скважины из-за незначительной высоты столба продавочной жидкости, для уравновешивания понадобится жидкость с плотностью, не соответствующей ни одной из жидкостей, применяемых при ремонте скважин.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции зон водопритока за счет более высокой гомогенизации тампонирующей смеси и снижение риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ.

Задача решается спуском колонны нагнетательных труб в зону изоляции, последовательной закачкой компонентов тампонирующей смеси в колонну нагнетательных труб, полным вытеснением первого компонента в межтрубное пространство, смешением компонентов в стволе скважины при одновременном подъеме колонны нагнетательных труб и вытеснении второго компонента, продавкой тампонирующей смеси в изолируемый интервал.

Новым является то, что способ реализуют с использованием колтюбинговой установки, второй компонент тампонирующей смеси вытесняют в ствол скважины через гидромониторную насадку под давлением, превышающим давление столба жидкости в гибкой трубе, а скорость подъема гибкой трубы и расход продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромониторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонирующей смеси) в ствол скважины из гибкой трубы был вытеснен весь объем второго компонента.

Предлагаемый способ реализуется с использованием колтюбинговой установки без разгерметизации нагнетательных труб для их подъема, что в отличие от прототипа позволяет исключить относительное смещение уровней структурообразующего реагента и структурообразователя и обеспечивает их смешение во всем объеме. Одновременно достигается возможность приготовления тампонирующей смеси при любом соотношении объемов структурообразующего реагента и структурообразователя, а также исключается необходимость расчета плотности продавочной жидкости. В прототипе столбы жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевым пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной уравновешены, что не способствует перемешиванию второй порции структурообразователя и тампонирующей смеси при подъеме насосно-компрессорных труб. Согласно предложенному способу структурообразователь вводится в структурообразующий реагент через гидромонторную насадку под давлением, превышающим давление столба жидкости в гибкой трубе, что позволяет более тщательно перемешать тампонирующую смесь. Кроме того, весь объем структурообразователя вводится в структурообразующий реагент в стволе скважины, что исключает возможность структурирования тампонирующей смеси в процессе прокачивания ее через гибкую трубу и повышает безопасность проведения работ.

Сущностью предлагаемого способа является приготовление в стволе скважины и закачивание в изолируемый интервал двухкомпонентной тампонирующей смеси. В скважину до интервала проведения изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки спускается гибкая труба, оборудованая гидромониторной насадкой. Рассчитывается общий объем водоизоляционной композиции, который не должен превышать объем ствола скважины выше интервала проведения изоляционных работ, и определяются объемы его компонентов. В гибкую трубу последовательно закачиваются структурообразующий реагент, буферная жидкость, структурообразователь и продавочная жидкость. Закачивание происходит при открытом затрубном пространстве, вытесняемая через открытую затрубную задвижку скважинная жидкость собирается в автоцистерну для дальнейшего использования или закачивается в нефтесборную линию. В момент, когда из гибкой трубы в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем структурообразующего реагента и часть объема буферной жидкости, начинают подъемом гибкой трубы. При этом скорость подъема гибкой трубы и расход закачиваемой продавочной жидкости определяются таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромонтиторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонирующей смеси) из гибкой трубы был вытеснен весь объем структурообразователя. Это обеспечивает равномерное распределение закачиваемого под давлением через гидромониторную насадку структурообразователя в структурообразующем реагенте и образование в стволе скважины однородной тампонирующей смеси. В момент, когда из гибкой трубы вытеснен весь объем структурообразователя, закрывают затрубное пространство, и тампонирующая смесь продавливается в изолируемый интервал.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

Пример осуществления способа.

Запланировано проведение работ по изоляции водопритока обводнившегося продуктивного пласта в скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и текущим забоем 1850 м. Перфорированный эксплуатационный фильтр 1800-1805 м. Учитывая геолого-технические условия скважины, изоляцию осуществляют закачкой тампонирующей смеси на основе 0,5 м³ реагента АКОР-БН (структурообразующий реагент) и 1,0 м³ пресной воды (структурообразователь). В скважину до забоя спускают гибкую трубу диаметром 38,1×32,1 мм, оборудованную гидромониторной насадкой типа НРГМ производства ООО «НИСВЭР» (г.Краснодар). Общая длина гибкой трубы на барабане 2500 м. Объем скважинной жидкости меняют на жидкость, не вызывающую гелирование структурообразующего реагента - нефть. Гибкую трубу приподнимают до глубины 1800 м. В гибкую трубу при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 0,5 м³ реагента АКОР-БН; буфер - 0,2 м³ нефти; 1,0 м³ пресной воды; 1,05 м³ нефти в качестве продавочной жидкости. Вытесняемую из скважины нефть собирают в автоцистерну для дальнейшего использования или закачивают в нефтесборную линию, подходящую к скважине. К моменту, когда указанные объемы жидкостей закачаны, в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем реагента АКОР-БН и основная часть объема буферной жидкости. Затем начинают подъем гибкой трубы до глубины 1705 м с одновременным закачиванием в нее 1,02 м³ нефти в качестве продавочной жидкости. При этом скорость подъема гибкой трубы равна 14 м/мин, а расход закачиваемой нефти равен 2,5 л/с. Скорость подъема гибкой трубы и расход продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромониторной насадки до верхнего уровня столба тампонажной смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонажной смеси) из гибкой трубы был вытеснен весь объем пресной воды. При подъеме гибкой трубы подаваемая под давлением через гидромониторную насадку пресная вода равномерно распределяется в реагенте АКОР-БН и в стволе скважины образуется однородная тампонирующая смесь. В момент, когда из гибкой трубы вытеснен весь объем пресной воды, закрывают затрубное пространство и тампонирующую смесь продавливают в изолируемый интервал закачкой в гибкую трубу 2,0 м³ нефти.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции зон водопритока за счет более высокой гомогенизации тампонирующей смеси и снижение риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ.