Способ ограничения притока воды в скважину
METHOD FOR LIMITING WATER INFLOW INTO WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ограничения водопритока (притока воды) в добывающей скважине, как закачиваемой воды с целью поддержания пластового давления, так и поступающей воды в добывающую скважину из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или из непосредственно прилегающего к нефтенасыщенному нижележащего водонасыщенного пласта путем гидрофобизации призабойной зоны пласта.
Известен способ изоляции водопритока в нефтяной скважине (патент RU № 2186939, МПК E21B 33/138, E21B 43/32, опубл. 10.08.2002 Бюл. № 22) путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, причем предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после - глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.
3
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в коллекторах с проницаемостью ниже 250 м/сут, так как подобный реагент высокопроницаемый, то есть зоны с такой высокой проницаемостью не сможет изолировать от воды, короткий срок жизни водоизолирующего экрана из-за его разрушения течении 1 – 2 лет, что потребует дополнительных затрат на водоизоляцию, и большие затраты реагента из-за необходимости проведения трех и более циклов закачки.
3
3
Известен также способ ограничения водопритока в добывающей скважине (патент RU № 2754171, МПК E21B 43/22, E21B 33/138, C09K 8/502, C09K 8/524, опубл. 30.08.2021 Бюл. № 25), включающий определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии, причем при приемистости ниже 250 м/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в терригенных коллекторах, сложность реализации из-за необходимости точного применения компонентов в определенной последовательности (при ошибках – эффективность значительно падает), и большие затраты реагента из-за необходимости закачки большого объема реагентов.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины (патент RU № 2247224, МПК E21B 33/13, опубл. 27.02.2005 Бюл. № 6), включающий закачку состава для селективной водоизоляции, причем после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации способа только при вскрытии пласта выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) для образования экрана в виде оболочки, и сложность реализации из-за необходимости применения точного количества закачиваемых последовательно компонентов (при ошибках – оболочка экрана не образуется).
3
Технической задачей предполагаемого способа является расширение функциональных возможностей за счет возможности применения в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт с приёмистостью выше 250 м/сут, в том числе вскрытых ниже уровня ВНК, и упрощение реализации за счет получения сплошного водонепроницаемого экрана вокруг зоны вскрытия (перфорации) пласта, благодаря использованию гидрофобного состава вязкостью не менее 1600 мПа⋅с.
Техническая задача решается способом ограничения притока воды скважину, включающим последовательную закачку гидрофобного состава и состава для селективной водоизоляции, с образованием водоизолирующего экрана, верхняя часть которой при контакте с нефтью разрушается и выносится в скважину при ее пуске в работу.
3
Новым является то, что при приёмистости пласта выше 250 м/сут сначала закачивают гидрофобный состав в виде гидрофобной эмульсии с высокой вязкостью не менее 1600 мПа⋅с с получением сплошного экрана вокруг скважины с радиусом 5–6 м, а потом закачивают состав для селективной водоизоляции до повышения давления не выше давления нарушения целостности обсадной колонны труб и/или пласта.
Новым является также то, что гидрофобный состав готовят на основе эмульгаторов «Ялан» или «Нефтенол».
Способ ограничения притока воды скважину реализуется в следующей последовательности (с примерами выполнения).
3
3
3
Добывающую скважину с обводнение продукции с выше средней обводненности продукции пласта останавливают на проведение водоизоляционных работ. Проводят исследования по приемистости пласта в зоне вскрытия его этой скважиной. Например, для месторождений Республики Татарстан (РТ) закачивают в пласт техническую воду в объеме не менее 6 м до насыщения (резкого роста давления закачки), потом – еще 1 мс контролем давления (МПа) и времени закачки (с). Или же контролируют кривую восстановления уровня (КВУ) жидкости в скважине. Далее расчетами по известным формулам определяют приёмистость пласта, исходя из полученных данных (авторы на это не претендуют). При приемистости пласта выше 250 м/сут сначала закачивают гидрофобный состав в виде гидрофобной эмульсии с высокой вязкостью не менее 1600 мПа⋅с (определено эмпирическим путем). При такой вязкости и выше гидрофобная эмульсия заполняет плотным экраном вокруг скважины пласт от кровли до подошвы независимо от толщины пласта и места перфорации (вторичного вскрытия), кольматируя наиболее проницаемые участки пласта в интервале закачки и исключая неэффективное использование состава для селективной водоизоляции, растекающегося от скважины по этим проницаемым участкам.
В качестве гидрофобных эмульсий возможно использование любой из известных (патенты RU №№ 2236576, 2281385, 2705675, 2720715 или т.п.), обеспечивающих необходимую вязкость. На состав, способ приготовления и применения эмульсии авторы на это не претендуют.
Верхней границей вязкости применяемой виде гидрофобной эмульсии является возможность закачки через технологические трубы, применяемых для закачки реагентов через интервал перфорации в пласт. Например, для насосно-компрессорных труб (НКТ), используемых в качестве технологических, диаметром 60,3 мм с внутренним диаметром 50,3 мм допустимое давление закачки не должно превышать 15 МПа, что обеспечивает закачку гидрофобной эмульсии вязкостью до 1660 мПа⋅с при скорости сдвига 5,4 с. При большем диаметре и более толстых стенках технологической колонны возможна закачка более вязкой гидрофобной эмульсии.
На территории РТ наибольшее распространение для реализации данного способа получили гидрофобные составы, приготовленные на основе эмульгаторов «Ялан» или «Нефтенол».
Для получения экрана радиусом не менее 5 м, обеспечивающего эффективную защиту от водопритока, определяют объем закачиваемого гидрфобного состава. Верхний предел 6 м выбран из условия экономии дорогостоящего гидрофобного состава и упрощения приготовления непосредственно в полевых условиях из-за отсутствия жестких пределов.
заб
Расчет ведут объем закачиваемого гидрфобного состава по следующим формулам, сначала определяют площадь экрана в призабойной зоне скважины (S):
заб
2
где S – площадь экрана в призабойной зоне пласта, м;
π – постоянная примерно равная 3,14;
r – радиус экрана = 5–6 м.
з
Потом определяют с использованием данных полученных по формуле [1] объем закачиваемого гидрфобного состава (Q):
з
3
где Q – объем закачиваемого гидрфобного состава, м;
h – толщина продуктивного пласта от кровли до подошвы, м;
ϴ - пористость пласта, %;
заб
2
S – площадь экрана в призабойной зоне пласта, м;
k – усредненная проницаемость пласта, Д.
Сразу после закачки гидрофобного состава или после технологической выдержки, достаточной для схватывания гидрофобного состава (зависит от вида и технологии применяемого состава), закачивают состав для селективной водоизоляции до давления до повышения давления не выше давления нарушения целостности обсадной колонны труб и/или пласта. Для месторождений РТ таким пределом давления является 10 – 12 МПа.
В качестве состава для селективной водоизоляции возможно использование любого из известных (патенты RU №№ 2374428, 2446270, 2619778, 2754171 или т.п.). На состав, способ приготовления и применения состава для селективной водоизоляции авторы на это не претендуют.
После технологической выдержки до схватывания состава для селективной водоизоляции с образованием водоизолирующего экрана в скважину спускают на лифтовых трубах насосное оборудование производят чередующиеся интенсивный отбор и закачку по затрубью лифтовых труб вытесняющей жидкости пока верхняя часть экрана при контакте с нефтью разрушится и вынесется потоком нефти в скважину, обеспечивая стабильный приток нефти. После чего скважину переводят на добычу нефти. Как показала практика опробирования на месторождениях РТ обводненность продукции после реализации предлагаемого способа в среднем снизилась на 15 – 20 %, а расход реагентов снизился в до 2 раз по сравнению наиболее близким аналогом.
3
Предлагаемый способ ограничения притока воды скважину позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности применения в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт с приёмистостью выше 250 м/сут, в том числе вскрытых ниже уровня ВНК, и упростить реализацию за счет получения сплошного водонепроницаемого экрана вокруг зоны вскрытия (перфорации) пласта, благодаря использованию гидрофобного состава вязкостью не менее 1600 мПа⋅с.