Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования

Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования

Реферат

Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту.

Известен способ селективной изоляции обводненных пропластков продуктивного пласта, заключающийся в закачке в пласт по колонне НКТ реагента АКОР-2, способного на контакте с пластовой водой образовывать жесткий гель [1, аналог]. Этот гель предотвращает прорыв воды из обводненного пропластка в полость скважины при ее эксплуатации. Селективность данного способа водоизоляции обосновывается неспособностью к гелированию реагента АКОР-2 при контакте с нефтью, т.е. в нефтенасыщенных пропластках. Недостатком данного способа водоизоляции является недостаточная протяженность оторочки геля, образующегося лишь в зоне перемешивания закачанного АКОР-2 и пластовой воды.

Известен способ селективной изоляции обводненных пропластков продуктивного пласта, заключающийся в закачке в пласт по колонне НКТ реагента АКОР-4 [2, прототип], перемешанного с водой. В данном случае селективность изоляции обосновывается высокой фазовой проницаемостью для воды, с которой перемешан реагент АКОР-4, обводненного пропластка и низкой фазовой проницаемостью для воды нефтенасыщенного пропластка. Преимуществом данного способа является то, что зона образования геля совпадает с зоной пористой среды, заполненной закачанной водой с реагентом АКОР-4.

Основным недостатком данного способа является относительная дороговизна процесса ограничения водопритоков из скважины из-за необходимости предварительного подъема из нее глубинонасосного оборудования (ГНО) и спуска в нее колонны НКТ, по которой в ходе операции водоизолирующий состав доставляют к интервалу перфорации. Необходимость спуска колонны НКТ в скважину до интервала перфорации связана с необходимостью строго контролировать процесс закачки в ПЗП относительно дорогого реагента АКОР-4. Неконтролируемый процесс закачки может привести к сохранению в полости скважины реагента вместе с водой и к образованию там жесткого и тяжело разрушаемого геля, к потере циркуляции в обработанной скважине. Поэтому работы по ограничению водопритоков с использованием данной технологии возможны лишь с помощью бригады КРС, что заметно удорожает процесс.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагаемый способ заключается в закачке в ПЗП селективного гелеобразующего реагента без предварительного подъема из скважины ГНО и спуска в нее колонны НКТ, т.е. без использования бригады КРС; для этого закачка гелеобразующего реагента в пласт ведется через затрубное пространство остановленной скважины; данная операция проводится при подготовке скважины к текущему ремонту скважины (ТРС) по смене глубинного насоса одновременно с ее глушением; в результате после проведения операции по ограничению водопритоков в скважине в ее полости остается солевой раствор с плотностью, необходимой для ее глушения, а высокопроницаемые пропластки ПЗП, обычно поглощающие жидкость глушения, остаются изолированными гелевой оторочкой; длительность операции при этом не будет превышать длительность двух циклов глушения скважины; установка же в водонасыщенной части ПЗП гелевой оторочки обеспечит устойчивость столба жидкости глушения в скважине от поглощения пластом и устранит необходимость последующих повторных глушений.

Решаемой задачей и техническим результатом настоящего изобретения является снижение затрат времени и денежных средств на проведение операций по ограничению водопритоков в добывающих скважинах.

Способ селективной изоляции водопритоков в остановленной для проведения ТРС скважине при использовании раствора термотропного гелеобразующего состава ВИС-1 [3] или инновационного многофункционального реагента ИМР [4] осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Проверка циркуляции в скважине и приемистости пласта.

2. В затрубное пространство скважины при открытой буферной задвижке может закачиваться 1-2 м³ (не менее объема зумфа) относительно тяжелого солевого раствора.

3. Далее, после закачки тяжелой жидкости или, если она не закачивается, сразу после проверки циркуляции в скважине и приемистости пласта в затрубное пространство закачивается до 100 м³ раствора ВИС-1 или ИМР с меньшим удельным весом.

4. Как только тяжелый солевой раствор подойдет к фильтру глубинного насоса, что отмечается замеренным накопленным объемом закачки относительно расчетного объема затрубного пространства, буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт.

5. Как только тяжелый раствор подойдет к интервалу перфорации, что отмечается замеренным накопленным объемом закачки относительно внутреннего объема эксплуатационной колонны, закачка останавливается на 2-4 часа для оседания тяжелого раствора в зумф скважины.

6. Для очистки эксплуатационной колонны и колонны НКТ от остатков составов ВИС-1 или ИМР после раствора ВИС-1 или ИМР в затрубное пространство скважины для последующей продавки в пласт закачивается 3-10 м³ буфера - солевого раствора.

7. Для улучшения очистки эксплуатационной колонны и НКТ от состава ВИС-1 или ИМР далее в скважину может закачиваться 1 м³ вязкой обратной эмульсии на основе товарной нефти и эмульгатора со временем жизни при пластовой температуре не выше 6 часов с удельным весом не ниже, чем у раствора ВИС-1 или ИМР, в которой водная фаза представляет собой раствор соляной кислоты и/или хлорида алюминия, причем концентрация соляной кислоты и/или хлорида алюминия в эмульсии выбрана такой, чтобы не превышать коррозионную активность солевого раствора в тех же условиях, а в качестве эмульгатора используются Гидрофобизатор АБР [5], или Нефтенол НЗ [6], или Нефтенол НЗб [7].

8. Далее в скважину по затрубному пространству закачивается солевой раствор с удельным весом, необходимым для ее глушения.

9. После резкого увеличения давления нагнетания, указывающего на достижение эмульсией интервала перфорации, или после достижения расчетного объема закачки солевого раствора глушения интервала перфорации буферная задвижка открывается и начинается промывка скважины солевым раствором с плотностью, необходимой для глушения скважины, до полного выноса в коллектор скважинной жидкости.

10. Далее закачка останавливается на технологический отстой на 6-24 часов для гелирования закачанного гелеобразующего состава в ПЗП, для разрушения эмульсии, доставленной в интервал и в каналы перфорации, и для реакции раствора HCl высвободившейся из эмульсии или полученной в результате гидролиза высвободившегося из эмульсии хлорида алюминия с отложениями в каналах перфорации и с остатками геля.

Изолирующий раствор ВИС-1 [3] представляет собой композицию поверхностно-активных веществ с добавлением солей алюминия, карбамида и модифицирующих добавок.

Инновационный многофункциональный реагент ИМР [4] представляет собой композицию, полученную на основе солей алюминия и карбамида с добавками.

Гидрофобизатор АБР [5] представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации таллового масла и олеиновой кислоты с полиэтиленполиамином и используется в виде 20% и 40% растворов в керосине, дизельном топливе, полиалкилбензолах, олефинах и полиолефинах и их смесях.

Эмульгатор Нефтенол НЗ [6] представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляной кислот. Марка 40 Н включает дополнительную добавку оксиэтилированного алкилфенола.

Эмульгатор Нефтенол НЗб [7] представляет собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидного органобентонита.

В ходе проведения в скважине операции по изоляции обводненных пропластков по описанной технологии за счет меньшей стоимости состава возможно закачать больший объем гелеобразующей оторочки, что позволит установить в ПЗП водоизолирующий экран больших размеров. Закачиваемый гелеобразующий состав обладает селективностью [8], т.к. не образует гель в углеводородной среде, за счет хорошего растворения в углеводородах выделяющегося в процессе гидролиза карбамида аммиака. Одновременно производится качественное глушение, обеспечивающее отсутствие необходимости повторных глушений в процессе ТРС. Одновременно производится промывка зоны перфорации от загрязнений выделяющейся кислотой. Предлагаемая технология актуальна в условиях сниженного пластового давления, когда глушение скважины проблематично из-за поглощения жидкости глушения пластом. В этих условиях после закачки гелеобразующего состава и буферной жидкости в пласт рекомендуется выждать время на гелирование, только после чего открыть буферную задвижку и промыть колонну НКТ на коллектор жидкостью глушения. Предлагаемая технология позволяет в обводненных скважинах систематически и с меньшими затратами проводить работы по ограничению водопритоков в ходе подготовки к периодически проводимым ТРС.

Источники информации

1. Янковский Ю.Н. и др. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов типа АКОР // Нефтяное хозяйство. - 1984. - №8. С. 52-55.

2. Строганов В.М., Строганов A.M. и др. Водонаполненные составы АКОР и процессы их гелеобразования. Сборник научных трудов ВНИИКРнефть Вопросы крепления и заканчивания скважин. - Краснодар. Изд. ВНИИКРнефть, 1991.

3. ТУ 2484-184-54651030-2015. Изолирующий состав ВИС-1. Дата введения 27.03.2015 г.

4. ТУ 2484-159-54651030-2014. Инновационный многофункциональный реагент ИМР. Дата введения 02.07.2014 г.

5. ТУ 2483-081-17197708-2003. Гидрофобизатор АБР. Дата введения 03.07.2003 г.

6. ТУ 2483-007-17197708-97. Эмульгатор Нефтенол НЗ. Дата введения 06.05.1997 г.

7. ТУ 2458-057-17197708-01. Эмульгатор Нефтенол НЗб. Дата введения 21.05.2001 г.

8. Харланов С.А., Силин М.А., Магадова Л.А. и др. Разработка осадкогелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов в низкопроницаемых и неоднородных пластах // Нефтепромысловое дело. - 2015, №1. С. 20-24.

1. Способ селективной изоляции обводненных пропластков продуктивного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через полость скважины гелеобразующего состава, отличающийся тем, что закачку гелеобразующего состава в пласт производят по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса, причем эту операцию производят одновременно с глушением скважины, причем гелеобразующий состав представляет собой маловязкий водный раствор реагента при концентрации, позволяющей в пластовых условиях получить гель во всем его объеме не ранее чем через 6 часов после начала закачки, причем закачка ведется первоначально при открытой буферной задвижке и при циркуляции скважиной жидкости через НКТ в коллектор, а по достижении гелеобразующим составом приема глубинного насоса буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт, причем после гелеобразующего состава в пласт закачивают солевой раствор с удельным весом, необходимым для глушения скважины, причем после достижения солевым раствором интервала перфорации и продавки необходимого буфера - солевого раствора в пласт буферная задвижка открывается и закачка солевого раствора в скважину продолжается при его циркуляции через НКТ до полного вытеснения в коллектор скважинной жидкости.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае применения жестких гелей для недопущения их образования в зумфе скважины в затрубное пространство скважины перед гелеобразующим составом закачивают относительно тяжелый солевой раствор с объемом, равным объему зумфа, по достижении тяжелым солевым раствором фильтра глубинного насоса буферная задвижка закрывается, а по достижении им интервала перфорации закачка останавливается на необходимое время для опускания тяжелого раствора в зумф, после чего восстанавливается закачка в пласт гелеобразующего состава.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего состава используются составы ВИС-1 или ИМР.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для улучшения очистки эксплуатационной колонны и колонны НКТ от остатков гелеобразующего состава и контроля закачки в ПЗП гелеобразующего состава между буферным солевым раствором и солевым раствором глушения в скважину закачивается 1 м³ вязкой обратной нефтяной эмульсии с плотностью, равной плотности солевого раствора, на основе товарной нефти и эмульгатора.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что качестве эмульгатора для получения обратной эмульсии используются Гидрофобизатор АБР, или Нефтенол НЗ, или Нефтенол НЗб.

6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что для последующей очистки фильтра скважины от закачанного в ПЗП геля и от других осадков водная фаза закачиваемой в скважину обратной нефтяной эмульсии содержит стимулирующий состав, в качестве которого используется раствор соляной кислоты и/или хлорида алюминия, способный на контакте с гелем разрушить его.