Водоизоляционные работы в скважинах
ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ | sibac.info
В последние годы в практике водоизоляционных работ широкое распространение получили гидрофильные водонабухающие полимеры (ВНП). Их применение основано на способности гелевых частиц полимера набухать, поглощая воду, сохраняя свою гелеобразную структуру. Благодаря этому набухший полимер способен блокировать пути поступления воды в добывающие скважины.
Водонабухающие полимеры закачиваются в скважины в воде или инертном носителе и, контактируя с водой, набухают, образуя герметичный гелеобразный слой, надежно тампонирующий поровое пространство. В качестве инертной жидкости могут быть использованы дизельное топливо, бензины, полигликоли, глицерин, спирты. В набухшем состоянии, водополимерные суспензии на основе ВНП представляют собой вязко-пластичные системы и характеризуются высокой пластической прочностью. Требуемая скорость гелеобразования достигается путем изменения концентрации полимерной дисперсии, размера полимерных частиц и скорости набухания их в воде.
Широкое применение получили водонабухающие полимеры серии “АК 639”. Исходные частицы полимера имеют размер от 20 мкм до 40 мм. В набухшем состоянии – до 40 мм. Различные сферы применения водонабухающего полимера серии “АК 639” приведены в таблице 2.1.
Обводненность большинства скважин требует проведения водоизоляционных работ, которые могут выполняться с применением водоизолирующих составов. Одним из них является АКОР МГ, к основным характеристикам которого относятся низкая вязкость, близкая к вязкости воды; отверждения в полном объеме; регулируемость времени потери текучести; широкий температурный интервал. Успешность водоизоляционных работ в скважинах с применением состава АКОР МГ составляет 75-85 %, средняя продолжительность эффекта – 1 год. Обработка скважин с использованием водоизолирующего материала – обратной водной эмульсии – с регулируемой вязкостью, зависящей от соотношения дисперсной фазы – дисперсионной среды, стабилизированной тонкодисперсным эмульгатором «Полисил-ДФ» на месторождениях ОАО «Татнефть» снизила дебит жидкости в среднем на 50 %, обводненность – в среднем на 12 % и увеличила дебит нефти на 50-85 %.
Таблица 2.1.
Водопоглощающие полимеры акриламида «АК 639»
| Марка водопоглощающего полимера серии «АК 639» | Рекомендуемая область применения |
|
В 105Г
В 210Г В 105
В 820
В 615С |
Используют в высокопроницаемых пластах
Для изоляции и ограничения водопритока в скважину
Водоизолирующий полимер сильного действия для временной изоляции зон поглощения
Водоизолирующий полимер с высокой скоростью (“мгновенного”) действия |
Кроме того, ВНП применяется как дополнительный композит к таким тампонажным составам, как жидкое стекло, гипан, различные силикатные растворы. Также эффективно тампонирование крупных промытых зон в пласте путем закачки водонабухающих полимеров через нагнетательные скважины как в чистом виде, так и в комплексе с другими реагентами. Результаты работ по закачке ВНП в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости показывают увеличение добычи нефти в окружающих добывающих скважинах до 1600 т в год.
Тампонажные составы на основе силикатов щелочных металлов
В последние годы ограничения водопритока применяются насыщенные водные растворы силикатов натрия и калия (жидкое стекло).
В виде технического продукта жидкое стекло содержит смесь силикатов различной степени полимеризации: ортосиликат Na4SiO4 (2Na2O · SiO2), метасиликат Na2SiO3 (Na2O · SiO2) и дисиликат Na2Si2O5 (Na2O · 2SiO2). Жидкое стекло хорошо растворяется в пресной воде, растворы имеют низкую вязкость, регулируемую в широком диапазоне концентрацией силиката [7].
Составы на основе жидкого стекла с отвердителем являются неселективными, так как отверждение происходит во всем объеме композиции вне зависимости от характера жидкостей, насыщающих пористую среду. Поэтому применение таких композиций наиболее эффективно для ликвидации негерметичности обсадной колонны, изоляции заколонного перетока, отключения отдельных обводнившихся пластов, а также для обработки нагнетательных скважин с целью перераспределения фильтрационных потоков в пласте.
Силикат натрия может образовывать тампонирующую массу при взаимодействии с бивалентными ионами кальция и магния пластовой воды. В результате реакции образуются нерастворимые осадки тонкодисперсного силиката кальция или магния, которые хорошо закупоривают поры и трещины в породе.
При высокой минерализации пластовых вод используют смесь жидкого стекла и щелочи. В случае низкой минерализации пластовой воды рекомендуется проводить предварительную закачку раствора хлорида кальция (магния) или их продавку в пласт специально подготовленными рассолами.
В скважинах с высокой минерализацией пластовой воды или высокой температурой при ее контакте с раствором силиката образуется пленка геля. Она препятствует закачке основной массы тампонажного материала в зону изоляции. Для обеспечения подачи в пласт запланированного объема изолирующего состава перед жидким стеклом желательно закачать в скважину буферную жидкость – водный раствор щелочного реагента (едкий натр, карбонат или бикарбонат натрия). Такой буфер, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемое за ним жидкое стекло достигает в нескоагулированном состоянии заданной глубины проникновения в пласт.
При обработке скважин гелеобразующими системами на основе силиката натрия (жидкого стекла) происходит селективная изоляция промытых водой зон, а нефтенасыщенные зоны остаются незатронутыми. По мнению авторов, в таких скважинах после того, как их обводненность превысит 95 %, необходимо делать повторную и, возможно, третью обработки вплоть до полной выработки пласта.
Главным преимуществом составов на основе жидкого стекла является их низкая стоимость, позволяющая проводить объемные обработки скважин. Причинами, сдерживающими более масштабное применение жидкого стекла для ограничения водопритока, являются неселективность технологии и сложность проведения обработок при отрицательных температурах.
Составы на основе синтетических смол
Синтетические смолы – это высокомолекулярные соединения, которые получают в результате реакций полимеризации или поликондесации. В нефтепромысловой практике применяют эпоксидные, фенолформальдегидные, резорциноформальдегидные, фурфуролацетоновые смолы. Они отверждаются во всем объеме независимо от характера насыщающей пласт жидкости с образованием нерастворимых высокополимеров сетчатого строения.
Большое применение получили фенолформальдегидные смолы на основе сланцевых фенолов, такие как “ТСД-9”, “ТС-10”. Данные смолы активно применяются при работах по ограничению водопритока, однако, они имеют высокую стоимость и ограничения по температуре применения. Смола “ТСД-9” применяется в скважинах с температурой до 40 °С, “ТС-10” – в скважинах с температурой до 80 °С.
Находят применения также отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор. После смешивания компонентов состава в результате реакции поликонденсации в среде глинистого раствора формируется полимерная пространственная сетка, в которой глинистый раствор является наполнителем
ГРС (гесарезорционновая смола) – продукт конденсации резорцина и утропина. ГРС хорошо растворяется в воде путем механического перемешивания. Данный продукт применяется в составе полимерных композиций.
Список литературы:
- Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. - 267 с.
- Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: 2003. – 816c.
- Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн // Нефтяное хозяйство. – 2017.
- Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: 2003. – 816c.
sibac.info
Водоизоляционные работы - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Водоизоляционные работы
Cтраница 1
Водоизоляционные работы проводятся не позже 24 часов после вторичного вскрытия водоносного пласта во избежание преждевременного растворения цинковых заглушек. [1]
Под термином водоизоляционные работы понимают все виды работ, проводимых в скважинах с целью полного или частичного закрытия путей водопритоков с использованием тампонирующих материалов. [2]
В этих условиях водоизоляционные работы способствуют наиболее полной выработке продуктивных пластов и сокращению количества воды, попутно извлекаемой с нефтью. [3]
В случае обводнения скважины повторные водоизоляционные работы проводятся без использования грузоподъемного сооружения и извлечения скважинного ( насосного) оборудования из скважины, закачкой полимерной водоизолирующей смеси по затрубному пространству и полной продавкой ее в водоносную часть пласта. [4]
В разнородных по проницаемости водоносных коллекторах водоизоляционные работы проводятся с применением НСКС ( НПСКС) с последующим закупориванием низкопроницаемых участков гипаном. [5]
Всего в АО Татнефть за эти годы проведены водоизоляционные работы ( ВИР) с десятью различными видами химических реагентов. [6]
Анализ результатов эксплуатации скважин АО Татнефть, в которых выполнялись водоизоляционные работы через эксплуатационный фильтр с применением гипана и нефтесернокислотной смеси ( НСКС), показал, что на ряду с уменьшением обводненности 15 - 20 % скважин наблюдается снижение дебита нефти. [7]
Особое место в борьбе за снижение обводненности добываемой продукции, обеспечение рациональной системы разработки месторождений и снижение себестоимости тонны добываемой нефти занимают водоизоляционные работы, проводимые в скважинах, обводненных нижней пластовой водой. [8]
Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который независимо от характера насыщенности пористой среды образует водоизолирующую массу, не разрушающуюся в течение длительного времени в пластовых условиях. Неселективные водоизоляционные работы осуществляются цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду различных химпродуктов. [9]
Эффективность мероприятий, проводимых в нефтяных скважинах, обычно определяют по изменению уровня добычи нефти. К подобным мероприятиям относятся и водоизоляционные работы, применение которых позволяет сократить объем попутно извлекаемой из скважины воды и повысить дебит нефти. Текущим технологическим эффектом любого мероприятия по увеличению производительности единичной скважины считается тот прирост текущего дебита по объекту, который обеспечивается только за счет этого мероприятия. В водоизоляционных работах к этому эффекту следует добавить и снижение количества попутно извлекаемой с нефтью воды. Текущий и суммарный технологические эффекты указанных мероприятий в группе скважин могут быть определены по данным непосредственных измерений их фактического дебита и сопоставления их с предполагаемыми. Указанное положение было принято при оценке технологического эффекта водоизоляционных работ в нефтяных скважинах с применением цементных суспензий и полимерных тампонирующих смесей. [10]
Для повышения объективности получаемых данных на сформированную выборку значений входных параметров был наложен ряд ограничений. В регрессионном анализе не участвовали скважины, на которых проводились водоизоляционные работы ( скв. Из выборки была исключена скв. [11]
Сравнительно простая технологии закачки гипана в пласт, доступность и дешевизна его позволили провести в значительном объеме работы по изоляции вод с применением этого материала. Со второй половины 1969 г. по 1 июля 1973 г. на месторождениях Татарии проведены водоизоляционные работы более чем в 200 скважинах. [12]
В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов. [13]
Издавна она была их врагом. Вода, попавшая в нефтяной пласт из соседних горизонтов через неисправную обсадную колонну или из-за недоброкачественного тампонажа, надолго выводит скважину из строя; там месяцами длится капитальный ремонт, ведутся водоизоляционные работы, и далеко не всегда удается возвратить буровую в строй действующих. [14]
Большое количество научно-исследовательских и опытно-промышленных работ в этом направлении за последнее десятилетие связано с бурением и эксплуатацией скважин с горизонтальным стволом ( ГС) в карбонатных коллекторах. Скважины с ГС становятся новым инструментом для эффективного управления разработкой сложнопостроенных продуктивных пластов. Однако, если бурение скважин с ГС длиной 300 - 500 м и более в России, Татарстане стало обычным, промышленно освоенным процессом, то операции заканчивания, интенсификации и стимуляции нефтедобычи, ОПЗ ГС, капитального ремонта, особенно водоизоляционные работы ( ВИР), остаются слабым звеном в общей технологической цепи строительства и эксплуатации данных объектов. [15]
Страницы: 1 2
www.ngpedia.ru
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера. Суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210. Изобретение позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ и увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа.
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 известного 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 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 является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК Е21В 43/32, Е21В 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, продавцу закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.
Недостатком известного 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 м3/(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.
Техническими задачами предложения являются увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.
Новым является то, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
При реализации способа используют водонабухающий полимер, производимый согласно ТУ 2216-016-55373366-2007 в ООО «АКРИПОЛ». Согласно указанных технических условий производят водонабухающие полимеры В 50 Э, В 105, В 210, В 415, В 615 и В 820, величина водопоглощения в дистиллированной воде для этих марок составляет соответственно не менее 30, 100, 200, 400, 600 и 800 г/г. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л используют смесь широко доступной на промыслах минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л используют смесь минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3.
Способ реализуют следующим образом. В изолируемый пласт трещинно-порового типа закачивают суспензию ВНП. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э; во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105; в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
Суспензию ВНП в воде готовят исходя из расчета 1-20 кг ВНП на 1 м3 воды, точную массу ВНП определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию на основе водонабухающих полимеров В 415, В 615 и В 820 в предлагаемом способе не используют, так как указанные ВНП быстро набухают, впитывая воду, что не позволяет закачать в пласт достаточный объем суспензии, обеспечивающий создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Воду хлоркальциевого типа используют по причине ее широкой доступности в промысловых условиях. Величину минерализации воды, используемой при закачивании суспензии ВНП в первом и втором циклах, определили опытным путем. В воде с минерализацией более 120 г/л величина водопоглощения ВНП резко снижается, поэтому использовать такую воду нецелесообразно. Использование воды с минерализацией менее 60 г/л нецелесообразно, так как при этом величина водопоглощения ВНП приближается к величине водопоглощения в пресной воде. Объем суспензии, закачиваемой в каждом цикле, составляет от 5 до 15 м3, его определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, так как при меньшем количестве циклов водоизоляционный экран не будет обладать прочностью, требуемой для удержания перепада давления, существующего в системе пласт-скважина. При большем количестве циклов эффективность способа увеличивается несущественно, а реализация способа при этом усложняется из-за увеличения количества операций.
Величина водопоглощения ВНП уменьшается с увеличением содержания в воде минеральных солей. Для ВНП характерна высокая скорость поглощения воды и набухания в течение 0,5 ч после контакта с пресной водой, затем процесс замедляется в течение 2,5 ч, затем незначительное набухание продолжается еще около 21 ч. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л скорость поглощения воды в 3-5 раз меньше, чем в пресной воде. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л скорость поглощения воды в 12-14 раз меньше, чем в пресной воде.
Согласно предлагаемого способа в изолируемый пласт в первом цикле закачивают ВНП В 50 Э с минимальной относительно последующих циклов величиной водопоглощения, в воде с максимальным содержанием минеральных солей относительно последующих циклов, что позволяет закачать суспензию ВНП глубоко в трещины пласта, пока ВНП не набух до непрокачиваемого состояния. Во втором цикле закачивают ВНП В 105 с большей величиной водопоглощения, чем в первом цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем в первом цикле. Водонабухающий полимер, закачиваемый во втором цикле, набухает быстрее, при этом увеличиваясь в объеме в большей степени, чем в первом цикле, и может быть закачан на меньшую глубину, чем в первом цикле. В третьем цикле закачивают ВНП В 210 с большей величиной водопоглощения, чем во втором цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем во втором цикле. Водонабухающий полимер В 210, закачиваемый в последнем третьем цикле, набухает наиболее быстро, в сравнении с предыдущими циклами. Закачиваемый в третьем цикле в пресной воде ВНП, быстро набухая, тампонирует трещины в зоне пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и не позволяет суспензии, закачанной в предыдущих циклах выйти в скважину. Созданный таким способом протяженный водоизоляционный экран обладает повышенной стойкостью к перепадам давления, за счет этого увеличивается продолжительность эффекта от водоизоляционных работ.
Таким образом, способ позволяет закачать суспензию ВНП далеко в трещины изолируемого пласта, что обеспечивает создание протяженного водоизоляционното экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Таким образом, увеличивают продолжительность эффекта от водоизоляционных работ и решают техническую задачу предлагаемого способа.
Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях моделировали проведение водоизоляционных работ, тампонируя модель трещины пласта. В качестве модели трещины пласта использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. В трубку закачали в три цикла суспензию водонабухающего полимера. В первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачали Водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачали Водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачали Водонабухающий полимер В 210. Объем закачиваемой в каждом цикле суспензии был равен 1/3 от внутреннего объема трубки. Через 24 ч модель трещины пласта испытали на устойчивость к выдавливанию закачанной суспензии ВНП под влиянием перепада давления. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до начала сдвига и выдавливания из трубки суспензии ВНП. Замеренную величину давления начала сдвига поделили на длину трубки для определения величины удельного давления сдвига (в МПа/м). Величина удельного давления сдвига составила 4,2 МПа/м. В большинстве случаев перепады давления, существующие в системе пласт-скважина, не превышают 4,2 МПа/м. Таким образом, предлагаемый способ может быть использован для проведения водоизоляционных работ.
В подобных условиях провели исследования наиболее близкого технического решения. Для испытаний использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. Однако суспензию водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 20% в пресной воде после предварительной выдержки в течение 4-х часов с момента приготовления закачать в трубку не удалось по причине многократного увеличения объема частиц водонабухающего акрилового полимера АК-639 из-за впитывания воды.
Таким образом, предлагаемый способ более эффективен при проведении водоизоляционных работ, чем наиболее близкое техническое решение.
Пример практического применения. Способ реализовали в нефтедобывающей скважине с продукцией, обводненной на 98% из-за прорыва воды по системе трещин в трещинно-поровом карбонатном пласте, перфорированном в интервале 1050-1058 м. В скважину на глубину 1030 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с диаметром 73 мм. Суспензию ВНП в воде готовили в процессе закачивания в скважину. В емкость объемом 0,3 м подавали заранее подготовленную воду самоизливом из автоцистерны, в эту же емкость при постоянном перемешивании добавляли ВНП с одновременным закачиванием получаемой суспензии насосом цементировочного агрегата ЦА-320М через колонну НКТ в пласт тремя последовательными циклами. В первом цикле закачали суспензию из 140 кг водонабухающего полимера В 50 Э в 10 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В последующем втором цикле закачали суспензию из 90 кг водонабухающего полимера В 105 в 7 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3. В третьем цикле закачали суспензию из 50 кг водонабухающего полимера В 210 в 5 м3 пресной воды. Суспензию ВНП продавили в пласт закачиванием в колонну НКТ 4 м3 пресной воды, используемой в качестве технологической жидкости при ремонте скважины. Скважину оставили на время разбухания ВНП в течение 24 ч. Далее скважину освоили свабом, спустили в скважину насос и пустили в эксплуатацию. После применения способа произошло увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ (межремонтного периода скважины) в 1,4 раза.
Благодаря созданию протяженного водоизоляционного экрана, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине, включающий закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера, отличающийся тем, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
findpatent.ru
Водоизоляционные работы в ПАО «ЛУКОЙЛ»
В 2015 году по поручению президента ПАО «ЛУКОЙЛ» В.Ю. Алекперова на базе филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми был создан центр компетенции по направлению «водоизоляционные работы» (ЦК ВИР).
В рамках данного направления проводится обобщение статистического материала по ограничению водопритока (ОВП) в ПАО «ЛУКОЙЛ», включающее выделение и ранжирование наиболее характерных причин обводнения скважин для каждого НГДО; систематизацию опыта ранее проведенных ВИР; формирование единых подходов к оценке эффективности ВИР и тестированию водоизоляционных составов (ВИС) для всех регионов присутствия Компании; проведение НИР и НИОКР по созданию собственных и адаптации сторонних технологий ВИР; разработка и ведение единого реестра технологий ВИР Компании. Деятельность ЦК ВИР осуществляется в рамках программы «Развитие направления ВИР в ПАО «ЛУКОЙЛ».
glavteh.ru
Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах
на месторождениях компании
УДК 622.276.76 Р. Н. Хасаншин, к.т.н., главный специалист Отдела технологии и КРС, ООО «Газпромнефть НТЦ», e-mail: [email protected] Опыт применения новых технологий ремонтноизоляционных
ПодробнееООО «Нефтегазтехнология»
ООО «Нефтегазтехнология» Технология ликвидации заколонных перетоков ЯНАО г.новый Уренгой ул.индустриальная д.6, а/я 210 Тел/Факс (3494) 23-07-82 E-mail: [email protected] www.n-gt.ru Основными причинами негерметичности
ПодробнееРЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН
А.Т. Кошелев, С.В. Усов, О.В. Савенок, А.В. Лаврентьев РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН Учебное пособие по дисциплине «Реконструкция и восстановление скважин» для студентов-бакалавров и магистров
ПодробнееБурение и горные разработки УДК
МЕТОДИКА РАСЧЕТА РАЗЛИЧНЫХ ДИНАМИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА КРЕПЬ СКВАЖИНЫ УДК 622.245.4 А.В. Самсыкин Ф.А. Агзамов А.С. Шерекин В.П. Васильев Уфимский государственный нефтяной технический университет Сахалинский
ПодробнееКВАЛИФИКАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
КВАЛИФИКАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Профессия бурильщик капитального ремонта скважин. Бурильщик капитального ремонта скважин 5 7-го разряда д о л ж е н у м е т ь выполнять следующие виды работ: Ведение технологического
ПодробнееООО «Нефтегазтехнология»
ООО «Нефтегазтехнология» Применение циркуляционных клапанов ЯНАО г.новый Уренгой ул.индустриальная д.6, а/я 210 Тел/Факс (3494) 23-07-82 E-mail: [email protected] www.n-gt.ru Введение. Клапан циркуляционный
ПодробнееПАКЕРЫ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
Пакер дополнительный верхний серии ПДВ (ПДВ2) Пакер дополнительный верхний ПДВ предназначен для дополнительной герметизации заколонного пространства скважины, оснащенной адаптером ПХЦЗ, УСПГЦ2, ПХГМЦ.
ПодробнееРабочая программа учебной дисциплины
МИНИСТЕРСТВООБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Нефтегазовый колледж
ПодробнееУДК
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «КАПИТАЛЬНЫЙ И ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН» Методические указания
ПодробнееРасчёта цементирования обсадной колонны
Расчёта цементирования обсадной колонны проф. А.С. Повалихин ель расчёта цементирования обсадной колонны заключается в определении: - объёма буферной жидкости; - объёма тампонажного раствора; - количества
ПодробнееФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА
ПодробнееТехнологии ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
Технологии ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО-НИЗКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ ЗАЛЕГАНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ПодробнееПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Программа учебной дисциплины «Конструкция, техническое обслуживание и ремонт специальной нефтепромысловой техники» предназначена для реализации требований к минимуму содержания и
ПодробнееPetroCup XP Правила. Альметьевск 2017
PetroCup XP Правила Альметьевск 2017 Общие Осложнения месторождения Игра PetroCup XP основана на реальном месторождении, имеющая значительную историю работы и темп отбора, которые отстают от ожиданий недропользователя.
Подробнееdocplayer.ru
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, в частности для изоляции притока подошвенных вод.
В последние годы на территории Российской Федерации открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.
Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами с целью ограничения водопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.
С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и степени использования сырьевых ресурсов.
Более рациональным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водоизоляционного экрана до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами [Патент РФ №2386795], включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.
Основным недостатком такого способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водонасыщеную часть пласта, что снижает производительность скважины. Таким образом, эффективность водоизоляционных работ остается под вопросом.
Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ №2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.
Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству - составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.
Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ №2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.
Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами.
Задача настоящего изобретения решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эксплуатации скважины, а также итогового эффекта от проведенных работ за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.
В зависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщение пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защита пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при проведении водоизоляционных работ, обработок скважин и др.
Проходные заколонные пакеры предназначены для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков.
Проходной пакер спускается в составе обсадной колонны и не перекрывает внутреннюю полость обсадной колонны.
Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.
В качестве заколонного пакера можно рекомендовать самоуплотняющиеся пакер, который характеризуются тем, что уплотнительный элемент его представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому и ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости материала манжеты (т.е резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается.
В пакерах же набухающего действия уплотнительный элемент выполнен из специального эластомера, который способен увеличиваться в объеме, вступая в контакт с определенными жидкостями - водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера закупоривается затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины.
Скорость набухания эластомера зависит от состава эластомера, физико-химического состава жидкости, в которой происходит его набухание, степени доступа жидкости к поверхности эластомера, а также от температурных условий.
В зависимости от температурных условий в скважине, минерализации пластовой воды, состава углеводородов, степени доступа жидкости к эластомеру процесс набухания может длиться от нескольких часов до нескольких дней и недель. Полное увеличение объема может меняться от 100% до 200% и больше.
В качестве водоизоляционного состава для создания водоизоляционного экрана можно рекомендовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].
Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.
Способ реализуется следующим образом (см. фиг. 1, 2, 3, 4).
1. В процессе бурения нефтедобывающей скважины (1) производится вскрытие нефтенасыщенной части (2) пласта, а также вскрытие подстилающей водонасыщенной части (3) пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (4).
2. Производится спуск эксплуатационной колонны (5) с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером (6) на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК (4).
3. Производится распакеровка заколонного пакера (6).
4. Осуществляется спуск колонны бурильных труб (7) с пакером набухающего действия (8) так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера (8) был на границе ВНК (4) (фиг. 1).
5. После этого в зависимости от свойств эластомера осуществляется ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера (8) (к примеру, от 24 часов до 48 часов).
6. По истечении этого времени и проверки качества герметизации пакера (8) производится закачка водоизоляционной композиции (9) через бурильные трубы (7) в водонасыщенную часть пласта (3) с образованием водоизоляционного экрана (10) (объем закачиваемого тампонажного раствора зависит от толщины водонасыщенной части и определяется технологической службой предприятия) (фиг. 2).
7. После закачки производится отсоединение верхней части колонны бурильных труб (7) от нижней, и скважина (1) оставляется на ожидание времени затвердения цемента (к примеру, на 24 часа).
8. По истечении времени ожидания производится спуск новой компоновки бурильных труб с долотом (11) (фиг. 3).
9. Производится разбуривание оставшихся в скважине (1) нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия (8) с вымывом стружки на поверхность.
10. Осуществляется подъем колонны бурильных труб с долотом (11).
11. Спускают насосно-компрессорные трубы (12) (фиг. 4).
12. Закачивают цементный раствор для установки цементного стакана (13) от забоя скважины (14) до уровня ВНК (4).
13. Осуществляют подъем колонны НКТ (12), скважину (1) оставляют на ОЗЦ, производят освоение скважины (1) через перфорированый хвостовик обсадной колонны (5) и вывод на режим.
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию, отличающийся тем, что включает в себя бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.
edrid.ru
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа.
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 известного 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 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 является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК Е21В 43/32, Е21В 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, продавцу закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.
Недостатком известного 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 м3/(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.
Техническими задачами предложения являются увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.
Новым является то, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
При реализации способа используют водонабухающий полимер, производимый согласно ТУ 2216-016-55373366-2007 в ООО «АКРИПОЛ». Согласно указанных технических условий производят водонабухающие полимеры В 50 Э, В 105, В 210, В 415, В 615 и В 820, величина водопоглощения в дистиллированной воде для этих марок составляет соответственно не менее 30, 100, 200, 400, 600 и 800 г/г. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л используют смесь широко доступной на промыслах минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л используют смесь минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3.
Способ реализуют следующим образом. В изолируемый пласт трещинно-порового типа закачивают суспензию ВНП. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э; во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105; в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.
Суспензию ВНП в воде готовят исходя из расчета 1-20 кг ВНП на 1 м3 воды, точную массу ВНП определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию на основе водонабухающих полимеров В 415, В 615 и В 820 в предлагаемом способе не используют, так как указанные ВНП быстро набухают, впитывая воду, что не позволяет закачать в пласт достаточный объем суспензии, обеспечивающий создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Воду хлоркальциевого типа используют по причине ее широкой доступности в промысловых условиях. Величину минерализации воды, используемой при закачивании суспензии ВНП в первом и втором циклах, определили опытным путем. В воде с минерализацией более 120 г/л величина водопоглощения ВНП резко снижается, поэтому использовать такую воду нецелесообразно. Использование воды с минерализацией менее 60 г/л нецелесообразно, так как при этом величина водопоглощения ВНП приближается к величине водопоглощения в пресной воде. Объем суспензии, закачиваемой в каждом цикле, составляет от 5 до 15 м3, его определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, так как при меньшем количестве циклов водоизоляционный экран не будет обладать прочностью, требуемой для удержания перепада давления, существующего в системе пласт-скважина. При большем количестве циклов эффективность способа увеличивается несущественно, а реализация способа при этом усложняется из-за увеличения количества операций.
Величина водопоглощения ВНП уменьшается с увеличением содержания в воде минеральных солей. Для ВНП характерна высокая скорость поглощения воды и набухания в течение 0,5 ч после контакта с пресной водой, затем процесс замедляется в течение 2,5 ч, затем незначительное набухание продолжается еще около 21 ч. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л скорость поглощения воды в 3-5 раз меньше, чем в пресной воде. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л скорость поглощения воды в 12-14 раз меньше, чем в пресной воде.
Согласно предлагаемого способа в изолируемый пласт в первом цикле закачивают ВНП В 50 Э с минимальной относительно последующих циклов величиной водопоглощения, в воде с максимальным содержанием минеральных солей относительно последующих циклов, что позволяет закачать суспензию ВНП глубоко в трещины пласта, пока ВНП не набух до непрокачиваемого состояния. Во втором цикле закачивают ВНП В 105 с большей величиной водопоглощения, чем в первом цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем в первом цикле. Водонабухающий полимер, закачиваемый во втором цикле, набухает быстрее, при этом увеличиваясь в объеме в большей степени, чем в первом цикле, и может быть закачан на меньшую глубину, чем в первом цикле. В третьем цикле закачивают ВНП В 210 с большей величиной водопоглощения, чем во втором цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем во втором цикле. Водонабухающий полимер В 210, закачиваемый в последнем третьем цикле, набухает наиболее быстро, в сравнении с предыдущими циклами. Закачиваемый в третьем цикле в пресной воде ВНП, быстро набухая, тампонирует трещины в зоне пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и не позволяет суспензии, закачанной в предыдущих циклах выйти в скважину. Созданный таким способом протяженный водоизоляционный экран обладает повышенной стойкостью к перепадам давления, за счет этого увеличивается продолжительность эффекта от водоизоляционных работ.
Таким образом, способ позволяет закачать суспензию ВНП далеко в трещины изолируемого пласта, что обеспечивает создание протяженного водоизоляционното экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Таким образом, увеличивают продолжительность эффекта от водоизоляционных работ и решают техническую задачу предлагаемого способа.
Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях моделировали проведение водоизоляционных работ, тампонируя модель трещины пласта. В качестве модели трещины пласта использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. В трубку закачали в три цикла суспензию водонабухающего полимера. В первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачали Водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачали Водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачали Водонабухающий полимер В 210. Объем закачиваемой в каждом цикле суспензии был равен 1/3 от внутреннего объема трубки. Через 24 ч модель трещины пласта испытали на устойчивость к выдавливанию закачанной суспензии ВНП под влиянием перепада давления. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до начала сдвига и выдавливания из трубки суспензии ВНП. Замеренную величину давления начала сдвига поделили на длину трубки для определения величины удельного давления сдвига (в МПа/м). Величина удельного давления сдвига составила 4,2 МПа/м. В большинстве случаев перепады давления, существующие в системе пласт-скважина, не превышают 4,2 МПа/м. Таким образом, предлагаемый способ может быть использован для проведения водоизоляционных работ.
В подобных условиях провели исследования наиболее близкого технического решения. Для испытаний использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. Однако суспензию водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 20% в пресной воде после предварительной выдержки в течение 4-х часов с момента приготовления закачать в трубку не удалось по причине многократного увеличения объема частиц водонабухающего акрилового полимера АК-639 из-за впитывания воды.
Таким образом, предлагаемый способ более эффективен при проведении водоизоляционных работ, чем наиболее близкое техническое решение.
Пример практического применения. Способ реализовали в нефтедобывающей скважине с продукцией, обводненной на 98% из-за прорыва воды по системе трещин в трещинно-поровом карбонатном пласте, перфорированном в интервале 1050-1058 м. В скважину на глубину 1030 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с диаметром 73 мм. Суспензию ВНП в воде готовили в процессе закачивания в скважину. В емкость объемом 0,3 м подавали заранее подготовленную воду самоизливом из автоцистерны, в эту же емкость при постоянном перемешивании добавляли ВНП с одновременным закачиванием получаемой суспензии насосом цементировочного агрегата ЦА-320М через колонну НКТ в пласт тремя последовательными циклами. В первом цикле закачали суспензию из 140 кг водонабухающего полимера В 50 Э в 10 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В последующем втором цикле закачали суспензию из 90 кг водонабухающего полимера В 105 в 7 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3. В третьем цикле закачали суспензию из 50 кг водонабухающего полимера В 210 в 5 м3 пресной воды. Суспензию ВНП продавили в пласт закачиванием в колонну НКТ 4 м3 пресной воды, используемой в качестве технологической жидкости при ремонте скважины. Скважину оставили на время разбухания ВНП в течение 24 ч. Далее скважину освоили свабом, спустили в скважину насос и пустили в эксплуатацию. После применения способа произошло увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ (межремонтного периода скважины) в 1,4 раза.
Благодаря созданию протяженного водоизоляционного экрана, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине, включающий закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера, отличающийся тем, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.edrid.ru
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод. Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта. Осуществляют вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают эксплуатационную колонну с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК. Осуществляют распакеровку заколонного пакера. Спускают колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК. После разбухания уплотнительного элемента пакера закачивают водоизоляционную композицию через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана. Отсоединяют верхнюю часть бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия. После затвердения цемента спускают бурильные трубы с долотом. Разбуривают оставшуюся в скважине нижнюю часть бурильных труб с пакером набухающего действия. Вымывают стружку на поверхность. Поднимают колонну бурильных труб с долотом. Спускают колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачивают цементный раствор для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК. Поднимают НКТ, ожидают затвердения цемента (ОЗЦ). Осваивают скважину через перфорированый хвостовик обсадной колонны и выводят скважину на режим. Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, - увеличение продолжительности эксплуатации скважины за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, в частности для изоляции притока подошвенных вод.
В последние годы на территории Российской Федерации открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.
Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами с целью ограничения водопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.
С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и степени использования сырьевых ресурсов.
Более рациональным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водоизоляционного экрана до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами [Патент РФ №2386795], включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.
Основным недостатком такого способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водонасыщеную часть пласта, что снижает производительность скважины. Таким образом, эффективность водоизоляционных работ остается под вопросом.
Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ №2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.
Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству - составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.
Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ №2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.
Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами.
Задача настоящего изобретения решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эксплуатации скважины, а также итогового эффекта от проведенных работ за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.
В зависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщение пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защита пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при проведении водоизоляционных работ, обработок скважин и др.
Проходные заколонные пакеры предназначены для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков.
Проходной пакер спускается в составе обсадной колонны и не перекрывает внутреннюю полость обсадной колонны.
Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.
В качестве заколонного пакера можно рекомендовать самоуплотняющиеся пакер, который характеризуются тем, что уплотнительный элемент его представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому и ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости материала манжеты (т.е резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается.
В пакерах же набухающего действия уплотнительный элемент выполнен из специального эластомера, который способен увеличиваться в объеме, вступая в контакт с определенными жидкостями - водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера закупоривается затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины.
Скорость набухания эластомера зависит от состава эластомера, физико-химического состава жидкости, в которой происходит его набухание, степени доступа жидкости к поверхности эластомера, а также от температурных условий.
В зависимости от температурных условий в скважине, минерализации пластовой воды, состава углеводородов, степени доступа жидкости к эластомеру процесс набухания может длиться от нескольких часов до нескольких дней и недель. Полное увеличение объема может меняться от 100% до 200% и больше.
В качестве водоизоляционного состава для создания водоизоляционного экрана можно рекомендовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].
Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.
Способ реализуется следующим образом (см. фиг. 1, 2, 3, 4).
1. В процессе бурения нефтедобывающей скважины (1) производится вскрытие нефтенасыщенной части (2) пласта, а также вскрытие подстилающей водонасыщенной части (3) пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (4).
2. Производится спуск эксплуатационной колонны (5) с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером (6) на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК (4).
3. Производится распакеровка заколонного пакера (6).
4. Осуществляется спуск колонны бурильных труб (7) с пакером набухающего действия (8) так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера (8) был на границе ВНК (4) (фиг. 1).
5. После этого в зависимости от свойств эластомера осуществляется ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера (8) (к примеру, от 24 часов до 48 часов).
6. По истечении этого времени и проверки качества герметизации пакера (8) производится закачка водоизоляционной композиции (9) через бурильные трубы (7) в водонасыщенную часть пласта (3) с образованием водоизоляционного экрана (10) (объем закачиваемого тампонажного раствора зависит от толщины водонасыщенной части и определяется технологической службой предприятия) (фиг. 2).
7. После закачки производится отсоединение верхней части колонны бурильных труб (7) от нижней, и скважина (1) оставляется на ожидание времени затвердения цемента (к примеру, на 24 часа).
8. По истечении времени ожидания производится спуск новой компоновки бурильных труб с долотом (11) (фиг. 3).
9. Производится разбуривание оставшихся в скважине (1) нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия (8) с вымывом стружки на поверхность.
10. Осуществляется подъем колонны бурильных труб с долотом (11).
11. Спускают насосно-компрессорные трубы (12) (фиг. 4).
12. Закачивают цементный раствор для установки цементного стакана (13) от забоя скважины (14) до уровня ВНК (4).
13. Осуществляют подъем колонны НКТ (12), скважину (1) оставляют на ОЗЦ, производят освоение скважины (1) через перфорированый хвостовик обсадной колонны (5) и вывод на режим.
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию, отличающийся тем, что включает в себя бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.
findpatent.ru
Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установке для проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой.
Уровень техники
При традиционной схеме эксплуатации скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежи, то есть скважин, вскрывших продуктивный горизонт в области границы раздела между нефтью и водой (далее в данном документе указанная граница называется водонефтяным контактом, или ВНК), происходит подъем ВНК вблизи скважины, называемый «конусом обводнения».
На Фиг. 1 приведен пример образования зоны пониженного давления возле интервала перфорации в пласте при работе скважины по обычной схеме эксплуатации скважины, когда через интервал перфорации производится отбор нефтесодержащей продукции (нефти и/или воды в чистом виде или в виде смеси с какими-либо другими частицами и компонентами, попадающими в скважину). При отборе продукции возле интервала перфорации возникает зона пониженного давления, при этом по мере отдаления от интервала перфорации степень падения давления уменьшается. Таким образом, около скважины образуется градиент давления.
В случаях, когда скважина расположена в области нефтяной залежи, подстилаемой водой, такой интервал перфорации может располагаться поблизости от границы ВНК. Как известно, при наличии градиента давления происходит движение жидкости в направлении уменьшения давления, а поскольку граница ВНК представляет собой проницаемую подвижную поверхность, происходит движение не только нефти, но и воды, причем вода за счет больших фильтрационных свойств по пласту образует каналы поступления к кровле пласта, в том числе и в нефтеносной части.
Таким образом, ВНК перемещается вверх, в сторону пониженного давления, рано или поздно достигая интервала перфорации. Тем самым, как показано на фиг. 2, при обычной схеме эксплуатации скважины в зоне перфорации образуется так называемый «конус обводнения». При этом происходит частичное или полное замещение нефти водой в зоне перфорации и соответственно снижение выработки нефтенасыщенной части пласта. После того как произошел приток воды в область перфорации, для восстановления коэффициента нефтеотдачи необходимо проводить водоизоляционные работы и по возможности сокращать или устранять образованные конусы обводнения.
Из уровня техники известны различные установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них позволяют бороться с конусами обводнения лишь на какой-то ограниченный срок, так как спустя некоторый промежуток времени, часто не настолько длительный, насколько желательно с точки зрения рентабельности, скважина вновь обводняется вследствие конусообразного подъема подошвенных пластовых вод, и приходится вновь повторять водоизоляционные работы или вовсе ликвидировать скважину.
Одним из аналогов предлагаемой установки является система, выполняющая способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657 С1, «Способ разработки обводненных нефтяных месторождений», МПК E21B 43/32, E21B 33/134, опубл. 10.06.2011), содержащий разбуривание эксплуатационной скважиной, пересекающей непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалов залегания нефти и воды, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины. При этом повышается прочность изоляции водонасыщенной зоны пласта.
Тем не менее, при практическом применении этой системы выяснилось, что она также не всегда является эффективной при борьбе с обводнением скважин, особенно при попытках ее применения в скважинах, пересекающих продуктивный горизонт в области ВНК без естественного непроницаемого пропластка, поскольку вода быстро доходит до вновь выполненных перфорационных отверстий снаружи по заколонному пространству возле расширенной части колонны. Более того, при работе данной системы подразумевается полное уничтожение всей нижней части обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины и расширение этой области, что приводит к тому, что требуется очень много времени на вырезание и большое количество цемента на изоляцию расширенного интервала. При последующей эксплуатации скважины ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны цементный камень быстро разрушается, т.е. конструкция скважины теряет свою прочность вследствие вырезания обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины. Кроме того, при создании малейшей депрессии в скважине происходит разрушение призабойной зоны скважины. Соответственно, при наличии дефектов цементирования вода через трещины в цементе может достигать того интервала, через который производится отбор продукции. Помимо того, данная система содержит средства для проведения геофизических работ для определения интервалов залегания нефти и воды, что повышает ее сложность, а также длительность работ. Также в данной системе требуется предварительная кольматация нефтенасыщенного интервала, что тоже повышает ее сложность, длительность работ и количество используемых материалов, а также ухудшает коллекторские свойства пласта.
Часть указанных проблем может быть решена за счет использования элементов систем для выполнения способов по патентам RU 2509884 С1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014) и RU 2509885 С1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014), однако в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается. При попытках расширить проходное сечение скважины бурением в области расширенного интервала выбуривается заливочная колонна, и тем самым пропадает ее важный экранирующий эффект, а целостность цементного моста может нарушиться, и вода может попасть внутрь колонны. Кроме того, в этих системах все равно требуется предварительное проведение геофизических исследований.
Сущность изобретения
Как следует из вышесказанного, существует необходимость в разработке быстрой, надежной и низкозатратной установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, с длительным предотвращением при этом обводнения добываемой продукции.
Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков уровня техники и решает указанную задачу с помощью установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, содержащей:
- по меньшей мере одну емкость для хранения и подготовки по меньшей мере одного из следующего: воды, химических реагентов, технологических растворов и жидкостей и их компонентов,
- смесительный блок, соединенный с упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации,
- насосный блок, соединенный со смесительным блоком и упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину, в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической жидкости,
- блок управления, соединенный со смесительным блоком, упомянутой по меньшей мере одной емкостью и насосным блоком и выполненный с возможностью управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину,
- блок ввода, соединенный с блоком управления и выполненный с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста, включающей в себя текущее положение интервала перфорации,
причем блок управления выполнен с возможностью регулировки параметров изолирующего состава и управления нагнетанием изолирующего состава в скважину на основании заданной конфигурации создаваемого изолирующего моста.
Применение данной установки позволяет повысить эффективность и надежность проведения водоизоляционных работ в скважине без необходимости проведения геофизических исследований, а также продлить безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображен пример формирования градиента давления в зоне перфорации при обычной эксплуатации скважины.
На фиг. 2 изображен пример образования конуса обводнения в зоне перфорации при обычной эксплуатации скважины.
Подробное описание изобретения
Нефтяная залежь, подстилаемая водой, обычно разрабатывается следующим образом.
Как показано на Фиг. 1, подлежащий разработке пласт состоит из нефтесодержащей части и водосодержащей части, между которыми образован водонефтяной контакт (ВНК). Это нефтяное месторождение разбуривается эксплуатационной скважиной, пересекающей пласт. Далее спускается обсадная колонна (обсаживается эксплуатационная колонна) с последующим ее креплением и производится перфорация в нефтесодержащей части пласта выше ВНК с образованием перфорационных отверстий. Затем производится добыча продукции из нефтесодержащей части пласта через перфорационные отверстия.
В процессе эксплуатации скважины вода из водонасыщенной части пласта по заколонному пространству обсадной колонны и за счет больших фильтрационных свойств по пласту может образовывать каналы поступления к кровле пласта, в том числе и к нефтеносной части, и таким образом прорываться через нижние перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта в скважину, при этом происходит обводнение нефти (пример этого изображен на Фиг. 2).
Если обводненность продукции скважины достигает некоторого предварительно определенного значения, например 80%, необходимо приостанавливать добычу и проводить в этой скважине водоизоляционные работы с помощью установки для проведения водоизоляционных работ согласно настоящему изобретению. По завершении выполнения работ можно вновь эксплуатировать скважину в безводном режиме или близком к нему.
Далее будет раскрыта установка для проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта. В частности, установка может содержать: по меньшей мере одну емкость, по меньшей мере один смесительный блок, насосный блок, блок управления и блок ввода.
Емкости и смесительные блоки могут быть предназначены для хранения и подготовки воды, химических реагентов, технологических растворов и жидкостей и их компонентов. Емкости, смесительные блоки и насосный блок могут соединяться между собой системой трубопроводов.
По меньшей мере один из смесительных блоков может быть выполнен с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. В качестве изолирующего состава может использоваться цементный или любой другой подходящий тампонажный раствор.
Насосный блок, соединенный по меньшей мере с одним смесительным блоком и по меньшей мере с одной емкостью, может быть выполнен с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину спуско-подъемным устройством, в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой изолирующего состава в затрубное пространство через перфорационные отверстия с помощью технологической (в данном случае продавочной) жидкости, подаваемой по меньшей мере из одной емкости.
Насосный блок может содержать один или более насосов, например, поршневых или плунжерных.
Блок ввода, соединенный с блоком управления, может быть выполнен с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста.
Блок управления, соединенный по меньшей мере с одним смесительным блоком, по меньшей мере с одной емкостью и насосным блоком, может быть выполнен с возможностью хранения по меньшей мере части параметров для проведения водоизоляционных работ и управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину.
В частности, блок управления может быть выполнен с возможностью определения необходимого объема изолирующего состава следующим образом:
,
где Vз - объем заливки, м3;
k - коэффициент пористости пласта, доли единиц;
hс - высота создаваемого изолирующего моста снаружи скважины, м;
hв - высота изолирующего моста внутри скважины (от забоя до верхней границы интервала перфорации), м;
Rм - радиус изолирующего моста, м;
Rв - радиус скважины в области изолирующего моста внутри скважины, м.
Все используемые в этом выражении параметры либо известны заранее (k, hв, Rв), либо задаются перед проведением водоизоляционных работ (hс, Rм), поэтому дополнительные измерения не требуются.
Установка для проведения водоизоляционных работ может дополнительно содержать блок нагрева, выполненный с возможностью нагрева одной или более емкостей, смесительных блоков или трубопроводов установки.
Для контроля параметров приготавливаемого раствора и нагнетания установка может дополнительно содержать блок измерения, включающий в себя один или более датчиков, например, плотномер, термометр, консистометр, расходомер и т.д. Блок измерения может измерять параметры окружающей среды, параметры сред в емкостях и смесительных блоках, параметры подготовки растворов, параметры нагнетания и другие параметры, связанные с работой установки, и отправлять результаты измерений в блок управления.
На основании полученных данных блок управления может управлять другими блоками, например регулировать степень открытия клапанов для изменения объема подаваемых компонентов или смесей в смесительные блоки и в скважину, регулировать время и интенсивность перемешивания и температуру нагрева подготавливаемых смесей, давление нагнетания и т.д.
Насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью промывки внутреннего пространства скважины путем прокачки через нее промывочной жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3.
Для определения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины воды или технологической (например, промывочной) жидкости под заданным давлением, а блок измерения при этом может быть дополнительно выполнен с возможностью измерения объемного расхода нагнетаемой в единицу времени жидкости. Блок управления сравнивает полученную от блока измерения величину текущей приемистости пласта с максимально возможной величиной (определенной на более ранних стадиях разработки данной скважины), и если текущая приемистость пласта отличается от максимально возможной на предварительно определенную величину, блок управления сигнализирует о необходимости повышения приемистости пласта и выполняет соответствующее управление насосным блоком. При этом с целью повышения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины глинокислотного раствора.
Установка может дополнительно содержать блок памяти, выполненный с возможностью приема из блока управления и хранения контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ. Блок памяти при этом может быть частью блока управления.
Установка может дополнительно содержать блок вывода, выполненный с возможностью вывода контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ из блока управления и/или из блока памяти. Например, блок вывода может быть выполнен в виде принтера или дисплея.
Специалист должен понимать, что существует множество различных вариантов реализации блока управления. В частности, блок управления может быть выполнен в виде компьютера, в виде микроконтроллера или процессора, соединенного с памятью, в виде программируемой логической интегральной схемы, в виде набора дискретных компонентов или в какой-либо комбинации вышеуказанного, и т.д.
Установка может быть стационарной или смонтированной на мобильной платформе.
Следует отметить, что после отверждения изолирующего состава не только во внутренней области интервала перфорации скважины, но и в заколонном пространстве вокруг него образуется изолирующий (цементный) мост. За это время может также опуститься конус обводнения, поскольку в области перфорации в процессе проведения водоизоляционных работ нет зоны пониженного давления.
Как отмечалось выше, заливка изолирующего состава происходит во всем интервале перфорации независимо от толщины нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Положение интервала перфорации известно заранее, поэтому в данном случае отсутствует необходимость проводить предварительные геофизические исследования для определения конкретных зон интервала перфорации, через которые поступает нефть и вода. Соответственно, снижается сложность установки.
Кроме того, следует отметить, что полученный в результате экран из окружающего обсадную колонну изолирующего моста надежно изолирует водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, что снижает вероятность попадания воды внутрь обсадной колонны как через заколонные перетоки в нижние вновь выполненные перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта, так и через старые перфорационные отверстия либо через трещины в цементе. При этом из-за того, что обсадная колонна не вырезается, прочность экрана за счет наличия в нем обсадной колонны сохраняется даже при разбуривании изолирующего моста внутри скважины, при перфорации новых отверстий и при наличии некоторой депрессии в скважине. Можно отметить также, что при применении установки согласно настоящему изобретению исключается необходимость временной изоляции пласта, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта. Соответственно, эффективность проведения водоизоляционных работ значительно повышается, и продлевается безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.
На случай, если скважина имеет глубокий зумпф, для снижения расхода изолирующего состава в скважину может спускаться и устанавливаться глухая заглушка (например, пакер) ниже верхней границы интервала перфорации (например, на уровне ВНК) или ниже всего интервала перфорации. При этом для определения параметра hв в вышеуказанном выражении в качестве уровня забоя рассматривается местоположение заглушки. Чем выше будет установлена заглушка, тем меньше будет израсходовано изолирующего состава при заливке, но тем меньше будет максимально возможная высота нового интервала перфорации. Для поддержания давления в скважине в области ниже заглушки блок управления может выдавать соответствующую команду в насосный блок, а насосный блок, в свою очередь, может быть дополнительно выполнен с возможностью заливки состава глушения в эту область скважины.
Блок управления в соответствии с заданной конфигурацией создаваемого изолирующего моста регулирует параметры изолирующего состава и управляет нагнетанием изолирующего состава в скважину.
Для дополнительного снижения расхода изолирующего состава на разные уровни вдоль интервала перфорации может заливаться изолирующий состав с разными значениями подвижности (растекаемости) и проникающей способности.
В одном варианте осуществления блок управления выполнен с возможностью регулировки подвижности приготавливаемого изолирующего состава так, чтобы в нижнюю и верхнюю область создаваемого моста заливался изолирующий состав с меньшей подвижностью, а в область ВНК или в центральную область заливался изолирующий состав с большей подвижностью. Значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться на стадии приготовления раствора, до его заливки в скважину, с помощью изменения состава раствора, температуры раствора и/или параметров перемешивания раствора. Например, для повышения подвижности в изолирующий состав может вводиться вода или химические реагенты, такие как пластификаторы. Повышение температуры раствора приводит к снижению подвижности изолирующего состава. Изменение времени и интенсивности перемешивания раствора также приводит к изменению подвижности изолирующего состава. Кроме того, значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться путем приложения различного давления в процессе нагнетания.
Блок управления может управлять нагнетанием так, чтобы способствовать поуровневой заливке и продавке при пошаговом подъеме колонны заливочных труб по мере заливки.
Блок управления может быть выполнен с возможностью управления нагнетанием так, чтобы производить заливку с образованием выступа (барьера) между верхней и нижней областями изолирующего моста.
Таким образом, изолирующий состав в нижней и верхней областях создаваемого моста не проникнет глубоко в пласт, тогда как изолирующий состав в центральной области за счет большей подвижности проникнет глубже, тем самым создав некий барьер между нижней и верхней областями. Тем самым, можно увеличить то пространство в пласте, которое необходимо заполнить пластовой воде до достижения перфорационных отверстий. Более того, если затем провести перфорацию именно в верхней области моста, возникает дополнительное преимущество за счет того, что из-за наличия барьера градиент давления распространяется в первую очередь в нефтенасыщенную зону пласта, поэтому пластовая вода с меньшей интенсивностью движется в сторону интервала перфорации.
В других вариантах осуществления блок управления может управлять нагнетанием по какой-либо другой схеме, однако предпочтительно, чтобы конфигурация создаваемого изолирующего моста при этом предусматривала наличие ступенчатого или какого-либо иного барьера.
Конфигурация создаваемого изолирующего моста, вводимая в блок управления, может включать в себя текущее положение интервала перфорации, требуемые размеры нового интервала перфорации, данные об очертаниях создаваемого изолирующего моста, таблицу соответствия между уровнями в скважине и значениями подвижности изолирующего состава, подлежащего заливке на данные уровни, и т.д.
То есть блок управления может быть выполнен с возможностью определения положения выступа на основании введенной конфигурации создаваемого изолирующего моста и на основании параметров, хранимых в блоке памяти.
При этом блок управления может определять необходимый объем изолирующего состава отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.
Кроме того, если в блок управления введено лишь текущее положение интервала перфорации, блок управления может самостоятельно задавать положение и размеры барьера. Верхняя граница барьера может задаваться блоком управления на основании требуемых размеров нового интервала перфорации, вводимых в блок управления через блок ввода или предварительно определенных (сохраненных) в памяти блока управления (например, 1-2 м от кровли продуктивного пласта). Нижняя граница барьера может задаваться блоком управления согласно предварительно определенным схемам, сохраненным в нем. Например, нижняя граница барьера может задаваться посередине между верхней границей барьера и нижней границей всего создаваемого моста. В другом варианте осуществления нижняя граница барьера может отстоять на предварительно заданное расстояние от верхней. Чем меньше это расстояние, тем меньше расход изолирующего состава, но тем сложнее реализовать надлежащую заливку и продавку в пласт и тем менее надежен будет барьер.
Применение предлагаемой установки позволяет снизить подвижность подошвенных вод в вертикальном направлении, увеличить безводный период эксплуатации скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи, снизить затраты времени и ресурсов, избежать необходимости частого проведения водоизоляционных работ, а также увеличить автоматизацию процесса или, иными словами, повысить эффективность и надежность проведения водоизоляционных работ.
edrid.ru
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, в частности для изоляции притока подошвенных вод.
В последние годы на территории Российской Федерации открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.
Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами с целью ограничения водопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.
С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и степени использования сырьевых ресурсов.
Более рациональным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водоизоляционного экрана до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами [Патент РФ №2386795], включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.
Основным недостатком такого способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водонасыщеную часть пласта, что снижает производительность скважины. Таким образом, эффективность водоизоляционных работ остается под вопросом.
Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ №2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.
Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству - составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.
Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ №2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.
Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами.
Задача настоящего изобретения решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эксплуатации скважины, а также итогового эффекта от проведенных работ за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.
В зависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщение пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защита пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при проведении водоизоляционных работ, обработок скважин и др.
Проходные заколонные пакеры предназначены для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков.
Проходной пакер спускается в составе обсадной колонны и не перекрывает внутреннюю полость обсадной колонны.
Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.
В качестве заколонного пакера можно рекомендовать самоуплотняющиеся пакер, который характеризуются тем, что уплотнительный элемент его представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому и ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости материала манжеты (т.е резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается.
В пакерах же набухающего действия уплотнительный элемент выполнен из специального эластомера, который способен увеличиваться в объеме, вступая в контакт с определенными жидкостями - водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера закупоривается затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины.
Скорость набухания эластомера зависит от состава эластомера, физико-химического состава жидкости, в которой происходит его набухание, степени доступа жидкости к поверхности эластомера, а также от температурных условий.
В зависимости от температурных условий в скважине, минерализации пластовой воды, состава углеводородов, степени доступа жидкости к эластомеру процесс набухания может длиться от нескольких часов до нескольких дней и недель. Полное увеличение объема может меняться от 100% до 200% и больше.
В качестве водоизоляционного состава для создания водоизоляционного экрана можно рекомендовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].
Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.
Способ реализуется следующим образом (см. фиг. 1, 2, 3, 4).
1. В процессе бурения нефтедобывающей скважины (1) производится вскрытие нефтенасыщенной части (2) пласта, а также вскрытие подстилающей водонасыщенной части (3) пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (4).
2. Производится спуск эксплуатационной колонны (5) с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером (6) на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК (4).
3. Производится распакеровка заколонного пакера (6).
4. Осуществляется спуск колонны бурильных труб (7) с пакером набухающего действия (8) так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера (8) был на границе ВНК (4) (фиг. 1).
5. После этого в зависимости от свойств эластомера осуществляется ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера (8) (к примеру, от 24 часов до 48 часов).
6. По истечении этого времени и проверки качества герметизации пакера (8) производится закачка водоизоляционной композиции (9) через бурильные трубы (7) в водонасыщенную часть пласта (3) с образованием водоизоляционного экрана (10) (объем закачиваемого тампонажного раствора зависит от толщины водонасыщенной части и определяется технологической службой предприятия) (фиг. 2).
7. После закачки производится отсоединение верхней части колонны бурильных труб (7) от нижней, и скважина (1) оставляется на ожидание времени затвердения цемента (к примеру, на 24 часа).
8. По истечении времени ожидания производится спуск новой компоновки бурильных труб с долотом (11) (фиг. 3).
9. Производится разбуривание оставшихся в скважине (1) нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия (8) с вымывом стружки на поверхность.
10. Осуществляется подъем колонны бурильных труб с долотом (11).
11. Спускают насосно-компрессорные трубы (12) (фиг. 4).
12. Закачивают цементный раствор для установки цементного стакана (13) от забоя скважины (14) до уровня ВНК (4).
13. Осуществляют подъем колонны НКТ (12), скважину (1) оставляют на ОЗЦ, производят освоение скважины (1) через перфорированый хвостовик обсадной колонны (5) и вывод на режим.
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию, отличающийся тем, что включает в себя бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.edrid.ru
Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтным работам в скважинах.
Известен кольматирующий состав для скважин, состоящий из олигоорганоалкоксихлорсилоксана и воды с добавкой одноатомного спирта [А.С. СССР 1196489, кл. Е 21 В 33/13, 1985].
Недостатком является невысокая изолирующая способность данного состава и то, что использование олигоорганоалкоксихлорсилоксана связано с повышенной опасностью проведения водоизоляционных работ, так как они в своем составе содержат остаточный хлор (до 6,0% и более). Указанное соединение является токсичным, взрывопожароопасным, коррозионно-активным.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость и спиртосодержащий раствор [патент РФ 2032068, 1995] при следующем соотношении компонентов, об.%:
Водно-спиртовый раствор этилсиликоната натрия ГКЖ-0
или метилсиликоната натрия - ГКЖ-11 - 50,0
Водный раствор поливинилового спирта (ПВС) - 50,0
Одним из недостатков этого состава является низкая эффективность и высокая стоимость при изоляции пластовых вод в суперколлекторах (сеноманские отложения газовых месторождений Западной Сибири), где текущая газопроницаемость промытых (продутых) зон составляет несколько дарси (от 1 до 5 и более) и расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности и снижении стоимости проведения ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах с суперколлекторами.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке водоизоляционного состава для изоляции пластовой воды в суперколлекторах путем увеличения его вязкости перед закачкой и усиления закупоривающего эффекта после отверждения в водонасыщенном суперколлекторе.
Поставленная цель достигается тем, что состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, включающий кремнийорганическую жидкость и водный раствор поливинилового спирта-ПВС, в качестве кремнийорганической жидкости содержит водно-щелочной раствор ГКЖ-11Н и дополнительно в качестве загустителя - алюмосиликатные микросферы при следующем соотношении компонентов, об.%:
Водно-щелочной раствор-ГКЖ-11Н - 50,0
Указанный раствор ПВС 5,0-10,0 %-ной
концентрации с - 2,5-5,0 % от его веса
алюмосиликатных микросфер - 50,0
Лабораторные исследования проводили в два этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала. Результаты сведены в таблицу 1.
Для дальнейшей работы с керновым материалом в условиях, приближенных к пластовым (второй этап), были выбраны составы: (5,0 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1; (7,5 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1; (10,0 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1, так как качество изолирующего состова при этом соотношении удовлетворяет поставленной задаче.
На втором этапе лабораторные эксперименты проводили на установке УИПК-1М (установка исследования проницаемости керна).
Для экспериментов готовили искусственные керны. Эксперимент проводили в определенной последовательности.
1. Подготовка искусственного керна (просеивание песка через сита определенных размеров, сжатие образца расчетным давлением, высушивание при t=105 oC).
2. Насыщение образца моделью пластовой воды (С=16 г/л).
3. Прокачка на установке УИПК-1М через керн в условиях, приближенных к пластовым, модели пластовой воды в количестве трех объемов порового пространства образца с замером проницаемости по воде по формуле
где К - проницаемость, мд;
η - пересчетный коэффициент для каждого керна;
Q - расход, мл;
ΔР - перепад давления, кгс/см2.
4. Закачка в керн через УИПК-1М состава на основе (ПВС+АСМ) и ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1 и выдержка на реакции в течение 24 ч.
5. Определение проницаемости по воде после обработки керна водоизолирующим составом.
Результаты сведены в таблицу 2.
Приготовление водоизолирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем.
Сначала в чанке агрегата ЦА-320 готовят водный раствор поливинилового спирта заданной концентрации. Затем в приготовленный раствор ПВС добавляют расчетное количество алюмосиликатных микросфер и вся смесь тщательно перемешивается.
Водно-щелочной раствор гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н поставляется на скважины в готовом виде.
Скважину, в которую через перфорационные отверстия или негерметичность эксплуатационной колонны поступает вода, останавливают. После глушения и промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до верхних отверстий интервала перфорации или негерметичности эксплуатационной колонны, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в определенной последовательности и объемах:
1) смесь 5-10 %-ного водного раствора ПВС с 2,5-5,0 % (от веса раствора ПВС) алюмосиликатных микросфер;
2) буферная жидкость (газоконденсат, дизтопливо) - 0,2 м3;
3) гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость - ГКЖ-11Н;
4) продавочная жидкость - в расчетном объеме.
Водоизоляционный состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство, продавливают водоизоляционный состав в пласт или за эксплуатационную колонну. По окончании продавки водоизоляционного состава в пласт или за эксплуатационную колонну проводят обратную промывку с противодавлением 0,5-0,7 МПа в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации водоизолирующих компонентов в течение 24 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают.
Расход водоизоляционной композиции составляет 0,5-1,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта.
Предлагаемый состав для ремонтно-водоизоляционных работ прост в приготовлении, технологичен. Предлагаемые материалы являются доступными, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве.
Составдляремонтно-водоизоляционныхработвскважинах,включающийкремнийорганическуюжидкость,водныйрастворполивиниловогоспирта-ПВС,отличающийсятем,чтовкачествекремнийорганическойжидкостионсодержитводно-щелочнойрастворГКЖ-11Ни,дополнительно,вкачествезагустителя-алюмосиликатныемикросферыприследующемсоотношениикомпонентов,об.%:Водно-щелочнойраствор-ГКЖ-11Н-50,0УказанныйрастворПВС5-10%-нойконцентрациис2,5-5,0%отеговесаалюмосиликатныхмикросфер-50,0edrid.ru
