СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРОЯВЛЯЮЩЕГО ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ И ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННАЯ ТРУБА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
PROCEDURE FOR INSULATION OF WATER INFLOWING PAY IN WELL AND HEAT INSULATING PIPE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов, преимущественно с трещиноватопоровыми и кавернозными коллекторами, а также для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину (см. авторское свидетельство СССР №661102, Е21В 33/13, 1974 г. «Способ для изоляции притока пластовых вод» и а.с. №1694855, Е21В 33/13, 1990 г. «Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину»), заключающийся в закачивании в пласт нефти, содержащей в своем составе смолы и асфальтены, и серной кислоты с целью получения на их основе изоляционного материала в виде кислого гудрона в пластовых условиях. Как известно, количество и качество полученного кислого гудрона зависит от содержания в нефти асфальто-смолистых веществ. При уменьшении содержания в нефти этих веществ реакция сульфинирования замедляется, продукты коагуляции асфальтенов и конденсации смол характеризуются низкой динамической вязкостью, из смеси выделяется значительная жидкая фаза. Все эти факторы способствуют обратному выходу из пласта в скважину образовавшегося в пласте изолирующего материала. Отсюда и возникает необходимость закачки в пласт большого количества изолирующего материала и повторных изоляционных работ, что, в свою очередь, приводит к увеличению материальных затрат.
Известен также способ для блокирования водоносных и высокопроницаемых пластов, см. патент №2186938 Е21В 33/138, опубл. в БИ №22, 10.08.2002 г., в описании которого приводится и способ его осуществления. Способ предусматривает спуск колонны труб в скважину в зону водопроявляющего пласта и закачивание через нее в скважину тампонажного раствора из битума с наполнителем и продавливание его в водопроявляющий пласт. При этом в качестве наполнителя используют ксерогель с массовой долей в составе 2-8%.
Недостатком способа является то, что в процессе закачивания тампонажного раствора по колонне труб имеется опасность преждевременного загустевания из-за охлаждения и в результате его проникающая способность далеко в глубь пласта резко снижается. Отсюда и низкое качество изоляционных работ, непродолжительность эффекта изоляции водопритока. Кроме того, использование ксерогеля в составе тампонажной смеси экономически невыгодно из-за дороговизны.
Известна теплоизолированная колонна для нагнетания теплоносителя в пласт (см. а.с. №740932, Е21В 36/00,1980 г.), содержащая внутренние трубы с муфтой и скользящими переводными втулками и изоляционными перемычками и наружные трубы, между которыми размещен экранирующий и теплоизолирующий материал и образованы замкнутые воздушные ячейки.
Недостатком известной теплоизолированной колонны являются высокие теплопотери при закачке теплоносителя в пласт, связанные с тем, что в межтрубном пространстве колонны теплопроводящим материалом является воздух, обладающий относительно большой теплопроводностью. Кроме того, конструкция колонны не исключает проникновения теплоносителя в межтрубное пространство колонны при ее эксплуатации и ухудшения теплоизолирующих свойств.
-3
-4
Наиболее близкой к предлагаемой термоизолированной трубе по технической сущности является теплоизолированная колонна (см. патент RU №2129202, Е21В 17/00, 36/00, 1999 г.), включающая внутреннюю трубу с расположенной на ней многослойной экранной изоляцией, наружную трубу, выполненную из того же материала, что и внутренняя, с конусно-упорной резьбой на концах и навернутой на один конец муфтой с уплотнительной втулкой, по торцам трубы обварены вакуумно-плотными швами, в межтрубном пространстве создан вакуум 10-10 мм рт.ст.
Недостатками прототипа являются относительно высокие теплопотери при закачке по ней теплоносителя, связанные с недостаточно глубоким вакуумом в межтрубном пространстве и из-за этого относительно большой теплопроводностью оставшегося там воздуха. Кроме того, недостаточно большая долговечность теплоизолированной колонны, связанная с коррозией внутренней ее поверхности, особенно при высокой температуре в период закачки по ней теплоносителя, а также связанная с износом резьбовых соединений в процессе свинчивания-развинчивания их при спускоподъемных операциях на скважине.
Технической задачей заявляемого способа является повышение эффективности водоизоляционных работ, снижение степени обводненности продукции скважины, а также повышение нефтеотдачи пласта и снижение материальных затрат за счет использования в составе тампонажной смеси более доступных и дешевых материалов. Технической задачей также является создание теплоизолированной трубы с повышенной эффективностью и долговечностью за счет уменьшения коррозии внутренней поверхности трубы и уменьшения износа резьбовых соединений.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим спуск в скважину в зону водопроявляющего пласта колонны труб и закачивание через нее в скважину тампонажного раствора, приготовленного из битума с наполнителем, и продавливание его в водопроявляющий пласт.
3
Новым является то, в качестве наполнителя используют цемент и дополнительно вводят высокоокисленный битум в количестве 5-20 в мас.% или высоковязкую нефть от объема битумоцементного раствора, определяемого в зависимости от геолого-физической характеристики пласта, перед закачиванием приготовленного тампонажного раствора в скважину в зависимости от глубины залегания водопроявляющего пласта его разогревают до температуры не менее 70-80°С, а закачивание ведут по колонне теплоизолированных труб в режиме знакопеременных давлений при максимальном давлении, не превышающем давления гидроразрыва вышерасположенного пласта, при этом в начальном этапе эксплуатации скважины после водоизоляционных работ отбор продукции пласта ведут в циклическом режиме, пуск в работу на 2-3 дня и остановка на такое же время и не менее трех раз, если приемистость водоносного пласта была более 500 м/сут, причем перед началом водоизоляционных работ скважину сначала исследуют на приемистость водопроявляющего пласта, на наличие в составе пластовой воды сероводорода и его концентрацию в ней, а также определяют толщину и давление водопроявляющего пласта.
Другим отличием также является то, что на время водоизоляционных работ нагнетательные скважины, оказывающие на добывающую скважину гидродинамические влияния, отключают или эту работу совмещают с остановками этих нагнетательных скважин при циклическом заводнении пластов, а в окружающих высокообводненных добывающих скважинах отбор продукции пласта увеличивают.
3
Отличием является также и то, что перед закачиванием тампонажного раствора в скважину сначала пластовую воду оттесняют в глубь пласта буферной жидкостью с добавлением наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 1-2 кг на 1 м буферной жидкости, причем в качестве наполнителя используют тальк или сажу или модифицированный дисперсный кремнезем, а в качестве буферной жидкости используют разогретую до температуры 80°С воду с добавлением водорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ).
Термоизолированная труба для осуществления способа включает внутреннюю трубу с расположенной на ней многослойной экранной изоляцией, наружную трубу, выполненную из того же материала, что и внутренняя, с конусно-упорной резьбой на концах и навернутой на один конец муфтой с уплотнительной втулкой, по торцам трубы обварены вакуумно-плотными швами, в межтрубном пространстве создан вакуум.
-8
-10
Новым является то, что на другой конец наружной трубы навернут переводник с уплотнительной втулкой, выполненный, как и муфта, из высокопрочной стали, на свободных концах переводника и муфты конусно-упорная резьба выполнена с большим шагом, в межтрубном пространстве создан вакуум 10-10 мм рт.ст., на внутреннюю поверхность внутренней трубы нанесено селикатно-эмалевое покрытие.
Патентные исследования ретроспективностью 20 лет проводились в патентной библиотеке института «ТатНИПИнефть» с целью определения технического уровня и предварительной экспертизы на новизну. Результаты патентных исследований показали, что объекты аналогичного назначения с такой совокупностью существенных признаков, как у заявляемого, не обнаружены, следовательно, можно предположить, что он обладает новизной, а его практическая применимость подтверждается описанием реализации способа и опытно-промысловыми испытаниями.
На представленном чертеже изображена теплоизолированная труба для осуществления заявляемого способа в частичном продольном разрезе.
-8
-10
Термоизолированная труба включает внутреннюю трубу 1 и наружную трубу 2 с конусно-упорной резьбой 3 по концам, снабженную клапаном 4. Внутренняя и наружная труба выполнены из одного и того же материала и по торцам обварены вакуумно-плотными швами 5. На внутренней трубе 1 расположена многослойная экранная изоляция, состоящая из слоев стеклянной сетки 6, алюминиевой фольги 7 и с размещенной между слоями многослойной экранной изоляции сорбентом 8. Многослойная экранная изоляция удерживается центрирующими кольцами 9. В межтрубном пространстве 10 создан вакуум 10-10 мм рт.ст. Муфта 11, выполненная из высокопрочной стали с уплотнительной втулкой 12, навернута на один конец наружной трубы 2. На свободном конце муфты 11 выполнена конусно-упорная резьба 13 с большим шагом, чем конусно-упорная резьба 3. Переводник 14, выполненный из высокопрочной стали, с уплотнительной втулкой 12 навернут на другой конец наружной трубы 2. На свободном конце переводника 14 выполнена конусно-упорная резьба 15 с большим шагом, чем конусно-упорная резьба 3. На внутреннюю поверхность внутренней трубы 1 нанесено селикатно-эмалевое покрытие 16.
2
2
2
3
3
3
Применение свинченных в колонну термоизолированных труб позволяет снизить теплопотери при закачке теплоносителя в пласт, подъеме продукции из скважины и проведении других технологических операций за счет снижения теплопроводности труб и их соединений, повысить долговечность труб за счет уменьшенения износа резьб при свинчивании-развинчивании резьбовых соединений в процессе проведения спускоподъемных операций и уменьшения коррозии внутренней поверхности труб, а также позволит предотвратить отложение парафина на внутренних стенках трубы. Способ осуществляют в следующей последовательности. Сначала совместно с геологической службой проводят исследовательские работы по определению интервала водопроявляющего пласта и его приемистость, пластовое давление и состав пластовой воды на наличие растворенного в ней сероводорода (HS) и его концентрацию в воде, без учета которого не обеспечивается высокое качество водоизоляционных работ. Это связано с тем, что сероводород оказывает разрушающее действие на процесс гидратации цемента (в предлагаемом способе в тампонажном растворе присутствует цемент), образованный цементный камень при этом получается рыхлым и недостаточно прочным. Далее нагнетательные скважины, оказывающие на добывающую скважину гидродинамические влияния, отключают или эту работу совмещают с остановками этих нагнетательных скважин при циклическом заводнении пластов, а в окружающих высокообводненных добывающих скважинах отбор продукции пласта увеличивают, чтобы увеличить скорость продвижения водоизоляционного материала в глубь пласта. Затем в скважину спускают колонну теплоизолированных труб вышеописанной конструкции под нижнии отверстия фильтра и устье скважины оборудуют устьевой арматурой и после проверки надежности соединений обвязки устья скважину промывают созданием прямой или обратной циркуляции жидкости с целью очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) при открытых задвижках, перекрывающих нагнетательную линию и линию, соединяющую затрубное пространство. По окончании этой операции задвижку линии, соединяющей затрубье, закрывают и приступают к операции оттеснения пластовой воды в глубь пласта закачиванием буферной жидкости, разогретой до 80°С с добавлением наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 1-2 кг на 1 м буферной жидкости. При этом в качестве буферной жидкости используют техническую воду с добавлением водорастворимого ПАВа, в качестве которого можно использовать полимеры кислот акрилового ряда (ПАА по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81 и др.), а в качестве водоотталкивающего наполнителя используют тальк или сажу или модифицированный дисперсный кремнезем в пределах 0,01-0,03 мас.% размером частиц 0,1-100 мкм. Кроме того, в случае обнаружения в пластовой воде растворенного сероводорода в нее дополнительно добавляют хим. реагент для его нейтрализации, например двуокись марганца (МnO), из расчета 0,5-1 кг на 1 м буферной жидкости в зависимости от концентрации HS. Буферную жидкость приготавливают из расчета 2-5 м на 1 метр толщины водоизолируемого пласта в зависимости от его приемистости.
Затем, не прекращая процесс, вслед за буферной жидкостью закачивают заранее приготовленный битумоцементный раствор с добавлением дополнительно высокоокисленного битума в количестве 5-20 мас.% или высоковязкую нефть от объема битумоцементного раствора. При этом общий объем тампонажного раствора берут с учетом геолого-физической характеристики пласта, который может колебаться в широких пределах, а его плотность подбирают известными способами для каждой скважины отдельно с учетом схватывания тампонажного раствора и давления в водоносном пласте.
Приготовление тампонажного раствора из вышеотмеченного состава осуществляют затворением цемента на битуме через смесительную машину (СМН) откачиванием раствора из чанка цементировочного агрегата (ЦА-320). В качестве битума можно использовать битум Мордово-Кармальского месторождения, содержащего 9-12% воды. В процессе откачивания битумоцементного раствора в чанок вводят высокоокисленный битум в количестве 5-20 в мас.% или высоковязкую нефть от объема битумоцементного раствора. При этом в качестве высокоокисленного битума можно использовать битум нефтяной хрупкий по ГОСТ 218И-87. Приготовленный тампонажный раствор перед закачиванием в скважину разогревают до температуры не менее 70-80°С в зависимости от глубины залегания водоизоляционного пласта (чем глубже скважина, тем температура выше). Разогрев тампонажного раствора осуществляют одним из способов, например, с использованием теплообменного аппарата типа «труба в трубе». При закачивании тампонажного раствора снижение его температуры минимальное, поскольку этому способствует закачка его через теплоизолированную колонну труб, предварительно нагретую в процессе закачивания буферной жидкости с температурой 80°С в пласт для оттеснения пластовой воды в глубь пласта. После закачивания тампонажного раствора в скважину с использованием ЦА-320 его продавливают в пласт продавочной жидкостью, в качестве которой может быть использована техническая вода. Операцию продавливания ведут в режиме знакопеременных давлений, при максимальном давлении, не превышающем давления гидроразрыва вышерасположенного пласта, что способствуют равномерному распределению в нем тампонажного раствора, проникновению его в труднодоступные трещины и поры и в глубь пласта. После завершения операции продавливания скважину оставляют в покое на 24 часа на время застывания и структуризации тампонажного раствора с образованием водонепроницаемого неподвижного и прочного экрана.
3
Далее скважину осваивают и продолжают ее эксплуатировать. В процессе освоения скважины отбор продукции пласта желательно вести в циклическом режиме, например, 2-3 дня отбор и столько же время остановка, но не менее трех циклов, если приемистость водоносного пласта была более 500 м/сут, что позволяет достичь аналогичный эффект, что и было описано выше при циклическом продавливании в пласт тампонажного раствора. Под действием пластового давления, оказываемого со стороны нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь с добывающей, происходит перераспределение водоотталкивающего и водоизоляционного материала, уплотнение созданного водоизоляционного экрана приведет к проникновению и заполнению микротрещин и пор изоляционным материалом.
Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.
Использование способа обеспечивает создание надежного водоизоляционного экрана без использования дорогостоящих материалов, позволяет резко снизить обводненность продукции пласта, увеличить его нефтеотдачу. На дату составления заявки способ испытан на десятках скважин Ромашкинского месторождения нефти НГДУ «Лениногорскнефть», результаты положительные. Широкое использование способа позволит получить ощутимые экономические выгоды.