способ изоляции притока пластовых вод

Формула изобретения

Способ изоляции притока пластовых вод, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку пакера над водопроявляющей частью пласта, подачу в скважину и последующую одновременную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в водопроявляющую часть пласта тампонирующего состава и через затрубное пространство в продуктивную часть пласта блокирующего состава при нахождении пакера в рабочем положении, отличающийся тем, что часть блокирующего и тампонирующий составы подают в скважину последовательно через колонну насосно-компрессорных труб при открытом затрубном пространстве и транспортном положении пакера, так чтобы граница их раздела оказалась против пакера, при этом скважинную жидкость вытесняют через затрубное пространство на устье скважины, а оставшуюся часть блокирующего состава, где в качестве последней порции используют тампонирующий раствор с химически разрушаемым компонентом в своем составе, подают через затрубное пространство, закачивают их в пласт, поддерживая радиусы зон, создаваемые закачиваемыми составами, одинаковыми.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах, в т.ч. со слабосцементированными коллекторами.

Известен способ ограничения притока пластовых вод в эксплуатационные скважины путем закачки различных тампонирующих компонентов в обводнившиеся пласты/1/.

Недостатком такого способа является снижение проницаемости не обводнившейся продуктивной части пласта из-за попадания в нее тампонирующего материала при проведении водоизоляционных работ.

Наиболее близким к описываемому способу является способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в установке пакера над водопроявляющим пропластком, закачке через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) воздуха до установившегося режима фильтрации и тампонирующего состава в потоке воздуха в режиме образования аэрозоля в водопроявляющий пропласток и одновременной закачке через затрубное пространство нефти или стабильного конденсата в газонасыщенную часть пласта с последующей выдержкой скважины на время схватывания тампонирующего агента /2/.

Недостатком этого способа являются возможные осложнения при освоении продуктивной части пласта после проведения изоляционных работ водопроявляющих пропластков, особенно пласта, сложенного слабосцементированными горными породами, поскольку при последующем после изоляционных работ освоении продуктивного пласта (особенно газового) необходимо создание значительных депрессий на пласт для удаления закачиваемой в него углеводородной жидкости. Кроме того, при проведении водоизоляционных работ при доставке на забой технологических растворов возникает необходимость закачки в пласт скважинной жидкости, что приводит к ее потере и снижению проницаемости продуктивной части пласта.

Задачей данного изобретения является обеспечение качественного тампонирования водопроявляющей части пласта с одновременным закреплением его продуктивной части.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа изоляции притока пластовых вод, включающего спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку пакера над водопроявляющей частью пласта, подачу в скважину и последующую одновременную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в водопроявляющую часть пласта тампонирующего состава и через затрубное пространство в продуктивную часть пласта - блокирующего состава при нахождении пакера в рабочем положении, согласно изобретению часть блокирующего и тампонирующий составы подают в скважину последовательно через колонну насосно-компрессорных труб при открытом затрубном пространстве и транспортном положении пакера так, чтобы граница их раздела оказалась против пакера, при этом скважинную жидкость вытесняют через затрубное пространство на устье скважины, а оставшуюся часть блокирующего состава, где в качестве последней порции используют тампонирующий раствор с химически разрушаемым компонентом в своем составе, подают через затрубное пространство, закачивают их в пласт, поддерживая радиусы зон, создаваемые закачиваемыми составами, одинаковыми.

На чертеже представлена схема реализации способа изоляции притока пластовых вод: а - подача в скважину блокирующего и тампонирующего составов, б - положение блокирующего и тампонирующего составов в скважине перед закачиванием их в пласт, в - положение блокирующего и тампонирующего составов в пласте в результате реализации способа; 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - пакер в транспортном положении, 4 - пакер в рабочем положении, 5 - фильтр (перфорация), 6 - водопроявляющая часть пласта, 7 - продуктивная часть пласта, 8 - блокирующий состав, 9 - тампонирующий состав, 10 - флюид для закачивания блокирующего состава в пласт, 11 - флюид для закачивания тампонирующего состава в пласт, ВНК (ГВК) - водонефтяной (газоводяной) контакт.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для изоляции водопроявляющей части пласта 6 в скважину спускают колонну НКТ 2 с пакером 3 в транспортном положении и устанавливают его над водопроявляющей частью пласта. Далее через колонну НКТ 2 в скважину последовательно закачивают часть блокирующего состава 8 в объеме, равном объему затрубного пространства (кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2) выше пакера 3, и тампонирующий состав 9 при открытом затрубном пространстве. В процессе подачи в скважину этих растворов (см. чертеж "а") скважинная (задавочная) жидкость через затрубное пространство вытесняется из скважины и отбирается на устье скважины.

Тампонирующий и блокирующий составы подают на забой скважины с таким расчетом, чтобы граница их раздела оказалась против пакера 3, т.е. чтобы блокирующий состав 8 оказался в затрубном пространстве выше пакера, а тампонирующий состав 9 - в колонне НКТ 2 и в затрубном пространстве ниже пакера. Далее пакер приводят в рабочее положение, т.е. при помощи его изолируют трубное пространство от затрубного (см. чертеж "б").

Если есть опасность смешивания блокирующего и тампонирующего составов при совместном их движении в скважине, то между ними прокачивают небольшую порцию разделительной жидкости.

Затем подают в трубное и затрубное пространства оставшиеся части тампонирующего и блокирующего составов и закачивают их в пласт (см. чертеж "в"). Темпы подачи флюидов подбирают с таким расчетом, чтобы радиусы зон, создаваемые в призабойной зоне закачиваемыми составами, поддерживались одинаковыми, что позволяет исключить тампонирование продуктивной части пласта и попадание блокирующего состава в изолируемую водопроявляющую часть пласта.

Если пористость пласта в водопроявляющей и продуктивной частях одинакова, то темпы подачи флюидов, закачиваемых в трубное и затрубное пространства для задавливания блокирующего и тампонирующего составов в пласт, будут пропорциональными толщинам соответствующих частей пласта.

В качестве последней порции блокирующего состава используют тампонирующий раствор с химически разрушаемым компонентом в своем составе. Объем этой порции берут с таким расчетом, чтобы заполнить имеющиеся каверны в призабойной зоне продуктивной части пласта.

После окончания описанных операций производят распакеровку пакера (приводят его в транспортное положение) и извлечение его на поверхность, при этом в стволе скважины продавочные флюиды предварительно снова меняют на задавочную жидкость (если они не являются таковыми). Далее в скважину спускают колонну НКТ. После истечения времени схватывания тампонирующих состава и раствора в скважину в интервал расположения в пласте тампонирующего раствора (в интервал продуктивной части пласта) подают химический реагент, под действием которого происходит разрушение химически разрушаемого компонента, входящего в состав тампонирующего раствора. В результате разрушения этого компонента затвердевший тампонирующий раствор превращается в пористый материал (фильтр), препятствующий при освоении и эксплуатации скважины дальнейшему разрушению продуктивного пласта и выносу потоком пластового флюида частиц горных пород.

Затем скважину очищают от продуктов химической реакции, осваивают и пускают в работу.

Пример реализации способа.

Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в скважине глубиной H = 1200 м, обсадная колонна 168 мм (наружный диаметр Dн = 168,3 мм, внутренний диаметр Dв = 148,3 мм), используем НКТ 73 мм (наружный диаметр dн = 73 мм, внутренний диаметр dв = 62 мм). Толщина обводнившейся части продуктивного газового пласта ho = 2 м, толщина его продуктивной части hr = 5 м, пористость пласта m = 0,15. Радиус кавернообразования - Rk = 0,5 м, каверны на этом расстоянии занимают половину объема горных пород продуктивного пласта.

Тампонирование обводнившейся части пласта проводим на глубину Rtc = 2,5 м, тогда объем тампонирующего состава равен:

Vтc = (Rтс²-Dн²/4) ho m = 5,9 м³.

Соответственно объемы блокирующего состава Vбc и тампонирующего раствора с химически разрушаемым компонентом Vтр составят:

Vбc = (Rтс²-Rк²) hr m = 12,7 м³,

Vтр = (Rк²-Dн²/4) hr/2 = 2 м³.

Находим объемы трубного Vt и затрубного V₃ пространств:

Vт = dв²Н/4 = 3,6 м³,

Vз = (Dв²-dн²) Н/4 = 5 м³.

В качестве блокирующего состава, закачиваемого в продуктивную часть пласта, используем конденсат, в качестве тампонирующего раствора с химически разрушаемым компонентом - водный раствор смеси портландцемента с алюминиевой крупкой с содержанием последней порядка 10 %, а в качестве тампонирующего раствора - раствор гипана, который при контакте с пластовой минерализованной водой приобретает вязкопластичные тампонирующие свойства.

Таким образом, после спуска в скважину колонны НКТ с пакером и установки его над водопроявляющей частью пласта в колонну НКТ при открытом затрубном пространстве на устье скважины последовательно закачиваем:

5 м³ (объем затрубного пространства) блокирующего состава - конденсата,

3,6 м³ (объем НКТ) тампонирующего состава - гипана,

приводим пакер в рабочее положение, затем одновременно подаем в НКТ оставшуюся часть тампонирующего состава (5,3-3,6 = 1,7 м³) и в затрубное пространство - оставшуюся часть блокирующего состава (12,7-5 = 7,7 м³ ) с тампонирующим раствором в качестве последней порции - 2 м³ раствора из смеси портландцемента с алюминиевой крупкой; указанные растворы продавливаем в пласт продавочными флюидами: через НКТ - 3,6 м³ флюида, используемого для закачивания тампонирующего состава в водопроявляющую часть пласта, через затрубное пространство - 5 м³ флюида, используемого для закачивания блокирующего состава в продуктивную часть пласта.

Поскольку толщина продуктивной части пласта больше в 2,5 раза толщины обводнившейся части пласта (hг/ho= 2,5), то соответственно для соблюдения условия равенства радиусов зон, создаваемых закачиваемыми составами, темп продавливания блокирующего состава в 2,5 раза больше темпа продавливания тампонирующего состава, что достигается продавливанием в пласт расчетных объемов тампонирующего и блокирующего составов за одно время.

Далее производим распакеровку пакера, извлекаем его на поверхность с заменой в скважине используемых флюидов на задавочную жидкость и спускаем в скважину колонну НКТ. После выдержки скважины на время схватывания тампонирующих состава и раствора подаем в интервал продуктивного пласта порцию щелочного раствора для растворения алюминиевой крупки в составе тампонирующего раствора. Объем этой порции составит не менее объема затрубного пространства в интервале продуктивного пласта:

Vщ = (Dв²-dн²) hr/4 = 0,02 м³.

После растворения алюминиевой крупки скважину промываем от продуктов реакции, осваиваем и пускаем в работу.

При реализации описываемого способа, предназначенного преимущественно для слабосцементированных рыхлых коллекторов, при эксплуатации которых наблюдается кавернообразование и вынос частиц горных пород в скважину, производится не только изоляция от скважины водопроявляющей части пласта, но и закрепление его продуктивной части. При реализации способа скважинная (задавочная) жидкость не теряется и не задавливается в пласт.

Литература

1. Булгаков Р. Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976, с. 98-104.

2. Патент РФ 1804549, кл. Е 21 В 33/138, 1993.