СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ
METHOD FOR LIMITING INFLUX OF WATER INTO PRODUCTION WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения притока вод при ремонте добывающих скважин.
Известен способ применения жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину (Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. // «Нефтяное хозяйство». - 2006. - №3. - С.62-63). Способ включает закачивание в интервал перфорации обводненной нефтедобывающей скважины тампонажного состава на основе жидкого стекла с повышенным модулем, неонола, этилацетата и воды.
Недостатком известного способа является то, что при закачивании тампонажного состава в интервал перфорации он попадает как в водонасыщенную, так и в нефтенасыщенную часть пласта. При последующем отверждении тампонажного состава в нефтенасыщенной части пласта может произойти снижение коллекторских свойств и падение дебита по нефти.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока пластовых вод (патент SU №1804549, МПК E21B 33/138, опубл. 23.03.93. Бюл. №11). Способ включает установку пакера над водопроявляющим пропластком, последовательную закачку воздуха для установившегося режима фильтрации и тампонирующего состава в потоке воздуха, в режиме образования аэрозоля, в водопроявляющий пропласток через НКТ. С целью предотвращения попадания тампонирующего состава в газонасыщенную часть пласта, одновременно с закачкой воздуха и тампонирующего состава осуществляют закачку сырой нефти или стабильного газового конденсата в газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство.
Недостатком известного способа является то, что при установке пакера над водопроявляющим пропластком в интервал перфорации велика вероятность наличия сообщения за эксплуатационной колонной интервала перфорации выше и ниже пакера. В данном случае, предназначенная для закачивания в газонасыщенную часть пласта нефть будет смешиваться за эксплуатационной колонной с тампонирующим составом, и полученная смесь тампонирующего состава с нефтью будет закачиваться в часть пласта с наибольшей приемистостью. Раздельное закачивание нефти в газонасыщенную часть пласта и тампонирующего состава в обводненную часть пласта в данном случае не произойдет. Ряд тампонажных составов, например высоковязкая гидрофобная обратная эмульсия на основе воды и углеводородной жидкости, широко применяемая при ограничении водопритока (например, патент RU №2219326, МПК E21B 33/138, опубл. 20.12.03 и т.п.), при смешении за эксплуатационной колонной с нефтью разжижается и теряет свои водоизолирующие свойства. Таким образом, предотвращение попадания тампонирующего состава закачиванием нефти в газонасыщенную часть пласта не произойдет, при этом возможно разбавление тампонирующего состава жидкостью, предназначенной для временного блокирования продуктивного пласта, и потеря тампонирующим составом изолирующих свойств с последующим снижением эффективности водоизоляционных работ.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности ограничения притока вод в добывающую скважину при сохранении коллекторских свойств продуктивной части пласта, за счет создания условий для закачивания жидкости временного блокирования непосредственно в продуктивную часть пласта, исключения разбавления тампонирующего состава жидкостью для временного блокирования продуктивной части пласта, предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта с ее кольматированием и сокращения периода освоения скважины.
Задача решается способом ограничения притока вод в добывающую скважину, включающим установку пакера с колонной труб, сообщающейся с подпакерным пространством, в интервал перфорации над обводненной частью пласта, одновременную закачку тампонирующего состава, содержащего в качестве основного компонента силикат натрия, по колонне труб в подпакерное пространство и обводненную часть пласта, и жидкости по затрубному пространству в надпакерное пространство и продуктивную часть пласта.
Новым является то, что жидкость, являющуюся ускорителем отверждения тампонирующего состава в виде водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л и содержанием 0,1-0,2% поверхностно-активных веществ, закачивают по затрубному пространству с расходом 1-2 л/сек, а тампонирующий состав закачивают с расходом в 3-5 раз большим, чем расход солевого раствора.
Способ реализуют следующим образом. Производят спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах технологического пакера и его посадку в интервале перфорации. Посадку пакера производят в интервал малопроницаемого пропластка над обводненной частью пласта. Обводненную часть пласта определяют проведением комплекса геофизических исследований. Точность посадки пакера в интервал малопроницаемого пропластка определяют закачивая воду в насосно-компрессорные трубы и выявляя наличие излива воды из скважины по межтрубному пространству, то есть путем определения наличия сообщения за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера. Эту операцию повторяют с посадкой технологического пакера на разных глубинах и определяют место, где сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует или интенсивность сообщения минимальна. После этого, производят подъем технологического пакера, спуск и посадку разбуриваемого пакера в искомом месте. Далее через насосно-компрессорные трубы закачивают в обводненную часть пласта тампонирующий состав, содержащий в качестве основного компонента силикат натрия. Например, может быть использован состав, содержащий 100 мас.ч. жидкого стекла с повышенным модулем; 1,0 мас.ч. неонола; 5-10 мас.ч. этилацетата и 100 мас.ч. воды. Использование этого состава известно (см. патент SU №2270328, МПК E21B 33/138, опубл. 20.02.06. Бюл. №5). Одновременно по межтрубному пространству в верхнюю продуктивную часть пласта для ее временного блокирования закачивают водный солевой раствор с содержанием кальция не менее 10 г/л, в который добавлено поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,2%. В качестве водного солевого раствора может быть использована, например, пластовая минерализованная вода хлоркальциевого типа с содержанием кальция не менее 10 г/л. В качестве поверхностно-активного вещества может быть использован реагент МЛ-81Б, который производится по ТУ 2481-007-48482528-99, и ему подобные. Реагент МЛ-81Б представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета является водным раствором смеси анионных (сульфанол, сульфонат) и неионогенных (неонол) поверхностно-активных веществ.
3
Силикат натрия (жидкое стекло) с повышенным модулем выпускается по ТУ 2145-002-12979928-2001, представляет собой жидкость прозрачную или с серым оттенком, с массовой долей двуокиси кремния 17,5-27,0% и массовой долей окиси натрия 3,5-4,5%. Плотность жидкого стекла с повышенным модулем 1160-1250 кг/м.
3
Этилацетат технический выпускается по ГОСТ 8981-78 «Эфиры этиловый и нормальный бутиловый уксусной кислоты», представляет собой прозрачную жидкость плотностью 898-900 кг/м.
3
Неонол АФ 9-12 выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета плотностью 1043-1049 кг/м.
Так как посадку разбуриваемого пакера производят в место, где сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует или интенсивность сообщения минимальна, при закачивании тампонирующего состава и жидкости, закачиваемой для обеспечения временного блокирования продуктивной части пласта, их смешивание непосредственно за эксплуатационной колонной происходить не будет, или смешивание будет минимальным. Будет происходить раздельное закачивание тампонирующего состава на основе силиката натрия в обводненную часть пласта и жидкости, закачиваемой для обеспечения временного блокирования в продуктивную часть пласта. Используемый в качестве жидкости для обеспечения временного блокирования водный солевой раствор с содержанием кальция не менее 10 г/л является ускорителем отверждения для тампонирующего состава на основе силиката натрия. При смешении тампонирующего состава на основе силиката натрия и водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л в процессе их одновременного закачивания в пласт, на границе смешения будет образовываться плотная тампонирующая масса, разграничивающая собой продуктивную и обводненную части пласта, предотвращающая дальнейшее смешивание. Образование тампонирующей массы, разграничивающей продуктивную и обводненную части пласта, предотвращает попадание тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирование. При содержании кальция в водном солевом растворе менее 10 г/л, образование тампонирующей массы происходить не будет. Введение 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества в водный солевой раствор необходимо с целью сохранения коллекторских свойств продуктивной части пласт. Известно, что добавление 0,1-0,2% МЛ-81Б в закачиваемые водные солевые растворы позволяет сохранить коллекторские свойства нефтяных пластов (Хисамов Р.С., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий сохранения и увеличения продуктивности нефтяных пластов. // «Нефтяное хозяйство». - 2007. - №7. - С.50-53).
Объем тампонирующего состава на основе силиката натрия выбирают в зависимости от геолого-технических условий в соответствии с действующими руководящими документами на проведение работ по ограничению водопритока. Расход жидкости для обеспечения временного блокирования продуктивной части пласта в процессе закачивания устанавливают 1-2 л/сек, а тампонирующий состав закачивают с расходом в 3-5 раз большим. При таком соотношении расходов создаются оптимальные условия для образования тампонирующей массы на границе смешения тампонирующего состава на основе силиката натрия и водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л. При уменьшении расхода закачивания водного солевого раствора объем образующейся тампонирующей массы будет недостаточен для разграничения продуктивной и обводненной части пласта. Увеличение расхода при закачивании водного солевого раствора приведет только к увеличению времени его отбора из пласта в процессе освоения скважины после работ по ограничению водопритока.
После закачивания и продавливания в пласт тампонирующего состава на основе силиката натрия скважину оставляют на время отверждения последнего. Отверждение тампонирующего состава на основе силиката натрия происходит при взаимодействии с пластовой водой, кроме того, возможно использование тампонирующих составов на основе силиката натрия, содержащих в своем составе отвердитель. Отвердевший тампонирующий состав блокирует пути притока воды в скважину. В дальнейшем скважину осваивают и пускают в эксплуатацию. За счет предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирования в процессе изоляционных работ сокращается период освоения скважины. До освоения возможно разбуривание используемого при закачивании пакера.
После закачивания тампонирующего состава на основе силиката натрия возможно закачивание закрепляющего цементного раствора. Предлагаемый способ может быть реализован при ликвидации заколонных перетоков. В данном случае в интервале обводняющего пласта производят перфорацию эксплуатационной колонны создают спецотверстия. Разбуриваемый пакер устанавливают между спецотверстиями и существующим эксплуатационным фильтром. Закачивание водного солевого раствора с содержанием кальция не менее 10 г/л с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества производят в эксплуатационный фильтр, а одновременное закачивание тампонирующего состава на основе силиката натрия производят в спецотверстия.
Пример применения способа.
3
3
3
Работы проводились на скважине №3907 Зай-Каратайской площади «ОАО Татнефть». Продуктивный пласт в скважине вскрыт в интервале 1780-1787 м. Скважина работала с обводненностью продукции 90% и было принято решение о проведении работ по ограничению водопритока. В процессе проведения работ произвели спуск и посадку на глубинах 1784 м, 1785 м и 1786 м технологического пакера типа ПРО, закачиванием в насосно-компрессорные трубы воды после заполнения эксплуатационной колонны определили наличие и интенсивность излива воды из скважины по межтрубному пространству, то есть наличие сообщения за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера и интенсивность перетока. Было установлено, что при посадке пакера ПРО на глубине 1784 м сообщение за эксплуатационной колонной интервалов выше и ниже пакера отсутствует. После этого, произвели подъем пакера ПРО, спуск и посадку разбуриваемого пакера типа ПРК на глубине 1784 м. Далее через насосно-компрессорные трубы закачали с расходом 6 л/с в обводненную часть пласта тампонирующий состав, содержащий 1,5 м жидкого стекла с силикатным модулем 4,5; 15 литров неонола; 0,075 м этилацетата и 1,7 м пресной воды. После закачивания тампонирующего состава на основе жидкого стекла произвели закачивание через насосно-компрессорные трубы в обводненную часть пласта цементного раствора, затворенного из 2,4 т тампонажного цемента при водоцементном отношении, равном 0,5. Одновременно с закачиванием тампонирующего состава по межтрубному пространству в продуктивную часть пласта закачивали с расходом 2 л/с пластовую воду девонского горизонта с добавлением 0,2% МЛ-81Б. После окончания закачивания произвели подъем посадочного устройства и на глубине 1782 м произвели контрольную промывку скважины. Оставили скважину для отверждения тампонирующего состава в течение 48 часов. Отверждение тампонирующего состава на основе силиката натрия, в данном случае, происходит за счет взаимодействия с пластовой водой девонского горизонта, содержащей кальций в количестве 18 г/л, и за счет наличия в тампонирующем составе этилацетата, являющегося отвердителем. Далее разбурили пакер ПРК, промыли скважину до забоя и произвели освоение свабом. После сдачи в эксплуатацию скважина работает с обводненностью продукции 60% с сохранением первоначального дебита по жидкости.
Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность ограничения притока вод в добывающую скважину на 15-25% за счет предотвращения разбавления тампонирующего состава жидкостью для временного блокирования продуктивной части пласта. За счет создания условий для закачивания жидкости временного блокирования непосредственно в продуктивную часть пласта, предотвращения попадания тампонирующего состава в продуктивную часть пласта и ее кольматирования на 30-40% сокращается период освоения скважины после изоляционных работ.