Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритоков. Технический результат - повышение добычи нефти за счет селективной изоляции каналов водопритоков. Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в нее воды, цементного раствора и хлористого кальция, предусматривает, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м³ на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат : вода 1 : 2 с последующим продавливанием в скважины всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритоков, путем чередующейся закачки в скважину компонентов гелеобразующих веществ.

Известен способ изоляции водопритоков в нефтяные скважины путем закачки цементного раствора с добавками кильсенита, когда перед закачкой основного тампонирующего состава в пласт закачивают смесь бентонита и воды (57 кг бентонита на 1 м³)[1].

При известном способе нет достаточной избирательности тампонирования: наряду с изоляцией водопритоков изолируются и те каналы, по которым поступает нефть из пласта.

Известен способ изоляции зон поглощения и водопритоков, при котором нефтецементный раствор закачивают к изолируемому участку и выдерживают в течение определенного времени. В это время раствор контактирует с пластовой водой и приобретает повышенную вязкость на границе контакта. Остановка во время процесса и последующее продавливание высоковязкой массы позволяют лучше заполнить смесью поры и трещины изолируемого пласта [2].

Известный способ имеет очень малую избирательность, что сильно ограничивает возможности его применения.

Известен способ изоляции водопроводящих каналов, при котором последовательно закачивают в скважину порции водонефтяной эмульсии с водной фазой (причем вязкость каждой порции превышает предыдущую) и цементного раствора с водоцементным отношением В/Ц=0,7-0,9 [3].

В ряде случаев эффективность известного способа недостаточна. При резких перепадах давления может происходить разрушение изолирующего экрана. Ограничен температурный рабочий диапазон.

Все приведенные известные способы [1] [2] [3] достаточно трудоемки и требуют больших энергозатрат, а также больших расходов реагентов для их проведения.

Известен также способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в добывающей скважине путем последовательной закачки в скважину раствора хлористого кальция и цементного раствора и продавливания их в скважину с промывкой скважины [4], являющийся наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и количеству совпадающих существенных признаков.

Но данный метод недостаточно эффективен из-за неполного проникновения и удерживания раствора в пласте.

Техническая задача заключается в проведении технологического мероприятия по ограничению подошвенных вод и заколонного перетока в эксплуатационных скважинах с целью увеличения и сохранения производительности по нефти путем введения в них с оптимальными энергозатратами доступных и дешевых реагентов, образующих при их взаимодействии прочную и долговечную водонепроницаемую зону, из закупорочного материала с высокими структурно-механическими свойствами, не растворяющимся в нефти и воде и устойчивым к высоким (для нефтяных скважин) температурам (80 - 90^oC).

Мероприятия должны проводиться таким образом, чтобы стараться изолировать только каналы водопритоков и не перекрыть нефтяные каналы и иметь как можно меньше технологических операций.

Для достижения технического результата в поставленной задаче создается водонепроницаемый пропласток путем закачки через вскрытый фильтр компонентов гелеобразующих веществ.

В качестве коагулянта можно использовать раствор нафтената натрия или калия, возможно также использование смеси нафтената натрия и калия. В качестве электролита используется раствор хлористого кальция (возможно даже применение технического CaCl₂).

В скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное соотношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м³ на один погонный метр мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат: вода 1: 2, с последующим продавливанием в скважину всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют устье и выдерживают под давлением 24 часа.

ПРИМЕР: Скважину очистили до забоя промывкой, далее в нее спустили на НКТ пакер 2ПД-ЯГ и установили на 50-150 м выше верхних дыр фильтрационной зоны. Проверили герметичность его установки.

Определили приемистость пласта. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (P_max ≅ 0,8 P разрыва пласта), приступают к осуществлению непроницаемого пропластка.

Реагенты закачивались в скважину по следующей схеме: первоначально закачивали 2 м³ CaCl₂, затем 0,5 м³ воды, за ней 2 м³ нафтената натрия, потом опять 0,5 м³ воды. Данную процедуру повторили минимум три раза, после чего закачали затворенный на воде цементный раствор (водоцементное отношение 0,5) в объеме 0,5-2 м³ на один погонный метр, удельного веса 1,82 г/см² с добавлением 5-10% нафтената натрия и всю массу продавили в скважину пластовой водой из расчета 2 м³ на 1 м мощности пласта так, чтобы выше фильтровой зоны оставался цементный стакан, равный 30 м.

Затем пакер подняли на высоту 50-100 м, провели промывку скважины и устье скважины загерметизировали, после чего выдержали под давлением 24 часа для затвердения закупоривающей массы.

Затем колонну опрессовали. После истечения времени ОЗЦ произвели разбуривание стакана до необходимого интервала и колонну опрессовали повторно.

Источники информации 1. Борьба с поглощениями при бурении скважин.- М.: Недра, 1968 г. Крылов В.И., Сухенко И.И.

2. Авт. св. СССР N 1391193 кл. E 21 B 33/13 1988 г.

3. Патент РФ. Способ изоляции обводненных пластов.- Сергеев Б.З., Резник Е.Г., Гайденко И.Ф., Ковалев Н.И.; RU 2013521 C1 5 E 21 B 33/13 1994 г.

4. Патент РФ. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений.- Гасумов Р.А., Перейма А.А., Дубенко В.Е.; RU 2121569 кл. E 21 B 43/32 1998 г.- (прототип).

Формула изобретения

Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в них воды, цементного раствора и хлористого кальция, отличающийся тем, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия, или калия, или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м³ на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия, или калия, или их смеси с соотношением нафтенат:вода 1:2, с последующим продавливанием в скважину всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч.