Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины

Изобретение относится к области эксплуатации и ремонта скважин, в частности к способам изоляции притока пластовых вод. Технический результат состоит в разработке эффективного способа изоляции притока пластовых вод при уменьшении объема состава, необходимого для создания водоизоляционного экрана. В способе изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающем закачку состава для селективной водоизоляции, 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. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных и газовых месторождений с подошвенной водой, и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке в прискважинную зону пласта смеси известковой для горных и буровых работ (СИГБ) в качестве состава для селективной водоизоляции, при этом при контакте с пластовой водой СИГБ твердеет, образуя плотный камень [Патент РФ №2158356, кл. Е 21 В 33/138, 1999].

Недостатком способа является то, что для создания экрана требуется большое количество водоизоляционной композиции. Чтобы создать экран радиусом 5 м и толщиной 2 м, требуется около 30 м³ композиции. Кроме того, к недостаткам способа следует отнести трудности в освоении скважины в результате проникновения жидкости глушения в призабойную зону при закачке водоизоляционной композиции, а также уменьшение нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ ограничения притока воды в скважину, включающий последовательную закачку в пласт изолирующего раствора на основе водного раствора полиакриламида и сшивающего агента на основе водного раствора соли поливалентного металла с предварительным вводом в изолирующий материал магнитоактивного вещества, спуском в скважину магнита, запуском скважины в работу до полного удаления из нефтенасыщенного интервала пласта проникшего в него изолирующего раствора и остановкой скважины до ввода сшивающего агента [Патент РФ №2079645, кл. Е 21 В 43/32, 1994].

Недостатком способа является сложность реализации, а также то, что изолирующий раствор может быть вынесен из пласта в скважину не только из нефтенасыщенной, но и из водонасыщенной зоны.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции пластовых вод, удешевлении процесса производства работ, минимальном загрязнении призабойной зоны скважины и сокращении времени ее последующего освоения.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции пластовых вод при уменьшении объема состава, необходимого для создания водоизоляционного экрана при минимальном загрязнении призабойной зоны скважины.

Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что в способе изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающем закачку состава для селективной водоизоляции, 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.

В скважину в отличие от прототипа закачивается расчетный объем состава для селективной изоляции (1, чертеж), затем закачивается гидрофобизирующая жидкость (2, чертеж) или газ для того, чтобы оттеснить от забоя селективный состав на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, и одновременно очистить призабойную зону скважины. При этом селективный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой (3, чертеж) при контакте с водой станет непроницаемой и не сможет быть прорвана закачиваемой вслед за селективным составом гидрофобизирующей жидкостью или газом, а верхняя часть будет вынесена в скважину при ее пуске в работу.

Устойчивость движения в пласте жидкостей будет обеспечиваться за счет подбора свойств [Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972, 287 с.] как селективного состава, так и гидрофобизирующей жидкости. Если пласт изотропный и селективный состав принимает форму полусферы, то необходимый объем состава равен:

где V_ск - объем селективной водоизоляционной композиции, м³;

m - пористость пласта, доли ед.;

r₁ - радиус внешней поверхности полусферы, м;

r₂ - радиус внутренней поверхности полусферы, м;

V₁ - объем сферы радиуса r₁, м³;

V₂ - объем сферы радиуса r₂, м³.

В случае анизотропного пласта и при различии проницаемостей по вертикали и горизонтали экран примет форму эллипсоидальной оболочки. Нижняя ее часть будет непроницаема для воды, так как состав для водоизоляции образует прочное соединение при контакте с водой.

Сравнение с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ изоляции притока пластовых вод отличается от известного тем, что в скважину вначале закачивают рабочий объем селективной композиции, а затем необходимый объем гидрофобизирующей жидкости или газа для оттеснения от забоя селективной композиции на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана.

Это позволяет сделать вывод об изобретательском уровне заявляемого способа.

Пример

Нефтяная скважина вскрывает изотропный пласт толщиной 5 м и пористостью 0,2. Интервал перфорации равен 4 м. В результате подтягивания конуса пластовой воды (4, чертеж) нижние два метра интервала перфорации обводнились. Необходимо создать водоизолирующий экран радиусом 5 м и толщиной 0,2 м. Для этого в скважину необходимо закачать V_ск=2/3πm(r

3

1

-r

3

2

)=2/3π0,2(5³-4,8³)=6,03 м³ состава для селективной водоизоляции (1, чертеж), например, тяжелой смолы пиролиза в смеси с соляной кислотой или смеси известковой для горных буровых работ (СИГБ).

Затем закачивают гидрофобизирующую жидкость (2, чертеж), например нефть в объеме:

где V_гc - объем гидрофобизирующего состава, м³.

V_гc=2/3π·0,2·4,8³=46,3 м³.

Оставляют скважину на необходимое для схватывания селективного состава в зоне контакта с водой время. В результате в призабойной зоне образуется водоизолирующий экран в виде полуоболочки (3, чертеж).

Использование предлагаемого способа по сравнению с существующими дает следующие преимущества:

1. значительно уменьшается количество состава для селективной водоизоляции;

2. происходит очистка призабойной зоны и улучшаются условия освоения скважины;

3. не уменьшается нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина пласта в призабойной зоне скважины;

4. способ можно применять и в горизонтальных скважинах.

Источники информации

1. Патент РФ №2158351, кл. Е 21 В 33/138, 1999.

2. Патент РФ №2079645, кл. Е 21 В 43/32, 1994 (прототип).

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972, 287 с.

Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что 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.