СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНУЮ ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ
METHOD FOR PREVENTION OF BOTTOM WATER INFLUX TO PRODUCING OIL WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине.
На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнет постепенное скапливание жидкости на забое и ее медленное поднимание по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается.
Более правильным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта подвижной оторочки буферной жидкости (экрана), способствующей равномерному вытеснению нефти водой без образования конусов.
Подвижный вязкоупругий экран (ПВЭ) должен состоять из жидкости с вязкостью водной фазы не меньше вязкости вытесняемой нефти и плотностью меньше плотности пластовой воды, но больше плотности вытесняемой нефти.
Достичь этого можно с помощью закачки через специальные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора подвижного вязкоупругого экрана [Стуканогов Ю.А., Коган Е.С., Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей // Газовая промышленность - 1987 - №5 - С. 58-61].
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М: Недра, 1979. - С. 238-241].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [2 - Патент РФ №2127807 E21B 43/32].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтегазопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ (ВИР).
Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) АК-639, затворенного на пресной воде, и цементного раствора (Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2003. - №2. - С. 17-19).
Недостатком этого способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания в скважину ВНП, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г. Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч⋅МПа), многократно увеличивающийся в объеме, уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК E21B 43/32, E21B 33/138 опубл. 10.11.1999 г.). Способ включает закачку в скважину порции порошкообразного водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 10-20% в воде, выдержку в скважине в течение 0,5-4 ч, последующую закачку в скважину второй порции упомянутого полимера в воде, концентрация которого меньше концентрации полимера первой порции, продавку закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.
3
Недостатком этого способа является то, что после выдержки в скважине суспензии водонабухающего акрилового полимера он многократно разбухает и поэтому может быть закачан в пласт только при наличии катастрофического поглощения. Но наличие катастрофических поглощений не характерно для обводненных нефтеносных пластов. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа, в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м/(ч⋅МПа), водонабухающий акриловый полимер после выдержки в скважине не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.
4
4
4
4
4
4
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК, перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ до перфорационных отверстий, закачивание первой порции состава на основе унифлока и CuSO при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO. После этого закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO = 0,33:0,17). После этого закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO = 0,33:0,17). Закачивание в три цикла позволит создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта. Подъем колонны НКТ, ожидание затвердевания микроцемента, разбуривание микроцементного стакана до кровли экрана, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.
4
Состав на основе унифлока, ЭТС-32 и CuSO защищен патентом РФ (№2196877 от 20.01.2003 г. «Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах» (авторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В., Ефимов А.Д., Демичев С.С.). Экспериментальные исследования представлены в патенте на изобретение.
2
2
2
В качестве установки микроцементного стакана рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO) при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO) - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Са(ClO) - 2,0. [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с].
Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 1.
Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 2.
Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Свойства нормируются ТУ 6-00-0203.
4
Медный купорос (CuSO) - сернокислая медь, представляет собой кристаллы светло-синего цвета. В составе является сшивателем полимера.
3
Этилсиликат (ЭТС-32) - маслянистая жидкость, плотность дл 1220 кг/м, не ядовита.
Способ реализуется следующим образом.
1. В скважину, законченную бурением и спуском эксплуатационной колонны, спускают перфоратор (например, кумулятивный) на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК (фиг. 1).
2. Проводят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК.
3. Поднимают перфоратор.
4. Спускают колонну НКТ до перфорационных отверстий (фиг. 2).
4
4
5. Закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO.
4
4
6. После этого закачивают вторую порцию при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO = 0,33:0,17).
4
4
7. После этого закачивают третьею порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO = 0,33:0,17).
8. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта (фиг. 3).
9. Поднимают компоновку НКТ.
10. Проводится ОЗЦ.
11. Разбуривают микроцементный стакан до кровли экрана.
12. Спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах в нефтенасыщенный интервал пласта (фиг. 4),
13. Проводят перфорацию пласта, скважину осваивают и выводят на режим.
Описание:
1 - эксплуатационная колонна;
2 - НКТ;
3 - перфоратор (для проведения перфорации эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК);
4 - ВНК;
5 - перфорационные отверстия;
6 - долото;
7 - первая порция ВИК;
8 - вторая порция ВИК;
9 - третья порция ВИК;
10 - микроцементный раствор;
11 - цементный стакан, разбуренный до кровли водоизоляционного экрана 4;
12 - перфоратор (для проведения перфорации в нефтенасыщенной части пласта).