СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ
ISOLATION METHOD OF BRINE WATER INFLUX IN WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимися к забою и перекрывшими нижние отверстия интервала перфорации пластовыми водами.
На месторождениях Западной Сибири изоляцию притока пластовых вод проводят в основном закачиванием в обводненный участок водоизолирующей композиции и закреплением ее в продуктивном пласте устанавливаемым в стволе скважины цементным мостом. При этом в случае наличия над обводненной частью продуктивного пласта высокопроницаемого газонасыщенного интервала высока вероятность проникновения водоизолирующей композиции и цементного раствора в высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал, а не в обводнившуюся часть продуктивного пласта. Нередко для исключения этого нежелательного обстоятельства высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал отсекается от обводившейся части продуктивного пласта изоляционными пакерами, например, по патенту РФ №2127807. Однако, в случае перекрытия нижних отверстий интервала перфорации пластовыми водами, устанавливать изоляционный пакер в интервале перфорации нецелесообразно, так как он не обеспечит герметичность перекрытия эксплуатационной колонны и не сможет зафиксироваться в колонне в этом интервале.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть продуктивного пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].
Недостатком этого способа является загрязнение высокопроницаемого необводненного газонасыщенного интервала продуктивного пласта тампонажным раствором при проведении водоизоляционных работ.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности изоляции притока пластовых вод.
Достигаемый технический результат, который получается в результате применения изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод без загрязнения высокопроницаемых необводненных газонасыщенных интервалов продуктивного пласта.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при изоляции притока пластовых вод в скважине, после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервал обводнившейся части продуктивного пласта намывают песчаную пробку, выше нее в интервале необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны, ниже цементного кольца в обводнившейся части продуктивного пласта удаляют песчаную пробку, над кровлей продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер, спускаемый на колонне технологических труб, в интервал промытой песчаной пробки через существующие перфорационные отверстия обводненной части продуктивного пласта или через вновь созданные технологические отверстия под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию, докрепляют водоизоляционную композицию устанавливаемым в стволе скважины докрепляющим цементным мостом из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, после установки докрепляющего цементного моста изоляционный пакер распакеровывают, а колонну технологических труб приподнимают, после ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность колонну труб с пакером извлекают из скважины, проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза, проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, спускают в скважину новую лифтовую колонну и осваивают скважину, после получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в призабойную зону пласта смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, отрабатывают скважину на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию.
На фиг.1 представлена конструкция скважины, обводненной пластовыми водами, на фиг.2-7 представлена поэтапная схема реализации данного способа изоляции притока пластовых вод.
Способ реализуется в заглушенной скважине (фиг.1), имеющей эксплуатационную 1 и лифтовую 2 колонны, обводненной подтянувшимися к забою и перекрывшими нижние отверстия интервала перфорации 3 пластовыми водами с размещением газоводяного контакта (ГВК) 4 в интервале перфорации 3.
Реализация способа осуществляется следующим образом.
Перед проведением ремонтных работ (фиг.2) из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава.
Под гидрофобизирующим цементным составом понимается состав, отталкивающий от себя пластовую воду, как это следует из книги «Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко и др. - М.: Недра, 1998. - 267 с. К таким составам относятся цементные растворы, затворенные на углеводородной жидкости, нефти, так называемые углеводородные цементные растворы, либо цементные составы с различными гидрофобизирующими добавками, например «жидким стеклом, или гидрофобной кремнеорганической жидостью ГКЖ.
После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность (фиг.3) осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.
Ниже цементного кольца 9 (фиг.4) в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11, спускаемый на колонне технологических труб 12 и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.
В интервал (фиг.5) промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 либо через вновь созданные технологические отверстия 13 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14, например, пластифицированный с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементный раствор или гель.
Под водоизоляционной композицией вообще в нефтегазовой практике понимается составы, обеспечивающие изоляцию притока пластовых вод, такие как тампонажные цементные составы, описанные в книге [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241] и другие составы, приведенные в книгах [Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин /И.И. Клещенко и др. - М.: Недра, 1998. - 267 с.; Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев и др. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.; Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань, 2002. - 584 с.], например, «жидкое стекло», поливиниловые спирты ПВС 18/11 или ПВС В1Н.
Помимо этого, известны такие водоизоляционные составы, как:
- модификатор 113-63 или 113-65 + этилсиликат ЭТС-40 или ЭТС-16 + гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ;
2
- этилсиликат ЭТС-40 или ЭТС-16 + синтетическая виноградная кислота СВК + хлорид кальция CaCl;
- поливиниловый спирт ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ.
Известны также гелеобразующие водоизоляционные составы, например,:
2
4
2
4
- силикатный гель, состоящий из гелеобразующей основы + хлорида кальция CaCl + соляной кислоты HCl + сульфата аммония (NH)SO;
- полимерный гель, состоящий из гелеобразующей основы + полиакриламита ПАА.
Интервал (фиг.6) обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности.
3
Под цементным раствором на основе цемента нормальной плотности понимается раствор: портландцемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1750-1950 кг/м.
После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.
После ОЗЦ (фиг.7) и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.
Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.
Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 (фиг.7) и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.
3
После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом, например, ОП-10, в объеме 5-6 м для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, примененного при установке.
К неионогенным поверхностно-активным веществам - ПАВ, помимо ОП-10, относятся и другие широко известные вещества, описанные в книге [Я.А. Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005], например, диссолван или натрий-карбоксиметилцеллюлозу NaКМЦ. Из неионогенных ПАВ наиболее распространены полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, синтезированные под названием вспомогательных веществ ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45, превоцел W-OF-100, W-ON, диссолван, R-11, эмульгатор ОП-4 [И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, Н.В. Михайлов. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин / Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 36 с.].
Продавливание смеси осуществляют инертным газом, азотом, от установки нагнетания газа или природным газом от соседней скважины или из газопровода. Затем скважину отрабатывают на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию.
Примеры осуществления заявленного способа изоляции притока пластовых вод в скважине.
Пример 1
Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 168 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + нефть 40 мас.%.
После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.
Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 ПССГ 168×21, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 168 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.
2
3
В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 60 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 40 мас.% + водный раствор хлорида кальция CaCl 150 мас.% плотностью 1065 кг/м + суперпластификатор СП-1 2 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.
3
Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1750 кг/м.
После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.
После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором ПКС-80 существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.
Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.
Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.
3
После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - образователь пены ОП-10 в объеме 5 м.
Пример 2
Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 114 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + жидкое стекло 40 мас.% + водный раствор хлорида кальция.
После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.
Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 2ПД-ЯГ - 114×35, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 114 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.
2
3
В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через вновь созданные технологические отверстия 13 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 65 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 35 мас.% + водный раствор хлорида кальция CaCl 150 мас.% плотностью 1065 кг/м + суперпластификатор СП-1 2 мас.% + полипропиленовые волокна Ф-1 0,04 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.
3
Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1800 кг/м.
После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.
После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором Р1-2906 Омега существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.
Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.
Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.
3
После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - диссолван в объеме 5 м.
Пример 3
Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 73 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + ГКЖ-11 40 мас.%.
После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.
Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 ПРО-ЯМО-89×35, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 89 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.
В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через вновь существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 98 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 2 мас.% + вода 55 мас.% + пластификатор Окзил 2 мас.% + полипропиленовые волокна Ф-1 0,04 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.
3
Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1950 кг/м.
После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.
После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором ЗПКТ-73 существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.
Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.
Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.
3
После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - натрий-карбоксиметилцеллюлоза NaКМЦ в объеме 6 м.
Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы обводненной части пласта без загрязнения высокопроницаемой необводненной газонасыщенной части продуктивного пласта, а отсечение этой части пласта цементным кольцом из гидрофобизирующего состава позволяет надежно изолировать высокопроницаемую необводненную газонасыщенную часть продуктивного пласта и в то же время не кольматировать ее фильтратами цементного раствора, так как гидрофобизирующие составы практически полностью связывают воду и не отдают ее в пласт.
Применение пластифицированного с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементного раствора или геля обеспечивают создание водоизоляционного экрана, позволяющего надежно изолировать приток пластовых вод к забою скважины, а установка докрепляющего цементного моста позволяет предотвратить прорыв пластовых вод и разрушения созданного изоляционного экрана при освоении скважины и дальнейшей ее эксплуатации.
Помимо этого, предлагаемый способ обеспечивает селективность изоляции притока пластовых вод, уменьшает степень загрязнения призабойной зоны пласта, увеличивает межремонтный период работы скважины в 1,5-2,0 раза за счет увеличения качества изоляции.