способ ограничения притока вод в нефтедобывающую скважину

Формула изобретения

Способ ограничения притока вод в нефтедобывающую скважину, включающий спуск насосно-компрессорных труб до изолируемого интервала и последовательную закачку обрабатывающих растворов и водоцементного раствора, отличающийся тем, что предварительно закачивают нефтецементный раствор, затем состав для отмыва пленки нефти из поровых каналов в призабойной зоне пласта и отверждения нефтецементного раствора, представляющий собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12, при этом закачивание состава для отмыва пленки нефти и отверждения нефтецементного раствора начинают после повышения давления при закачивании нефтецементного раствора на 20-50% от первоначального.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока вод в нефтедобывающую скважину.

Известен способ заканчивания скважины, включающий бурение скважины из-под башмака предыдущей колонны до проектного горизонта, спуск и цементирование обсадной колонны путем закачки и продавки буферной жидкости и тампонажного раствора, ожидание затвердевания цемента и последующую опрессовку обсадной колонны [патент RU № 2229585, МПК Е21В 33/14. Опубл. 27.05.2004]. При цементировании в качестве буферных жидкостей используют вязкоупругий состав и отмывающий раствор. Недостатком известного способа является то, что вязкоупругий состав и отмывающий раствор используются только с целью повышения степени вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, при этом не обеспечивается ограничение притока вод из водоносных пластов в скважину.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ заканчивания скважин, включающий создание перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне напротив пласта-обводнителя, спуск насосно-копрессорных труб до перфорируемого интервала и последовательную закачку обрабатывающих растворов и водоцементного раствора [патент RU № 2057898, МПК Е21В 33/13. Опубл. 10.04.1996]. В качестве обрабатывающих растворов применяют последовательно закачиваемые растворы гидрофобизующей кремнийорганической жидкости, представляющие собой водоспиртовый раствор этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) или водоспиртовый раствор метилсиликоната натрия (ГКЖ-11) по ТУ 6-02-696-76, нефть и нефтецементный раствор.

Недостатком известного способа является то, что при прокачивании обрабатывающих растворов в призабойной зоне скважины происходит изменение смачиваемости гидрофильных пород на гидрофобную и в поровых каналах образуется пленка нефти, что снижает адгезию к породам цементного камня, образующегося при отверждении водоцементного раствора. В результате надежная изоляция перфорационных каналов цементным камнем может быть не достигнута.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет улучшения изолирующих свойств водоизоляционного экрана в результате создания благоприятных условий для ускоренного отверждения нефтецементного раствора и обеспечения надежного контакта цементного камня, образующегося при отверждении водоцементного раствора с породами пласта.

Задача решается способом ограничения притока вод в нефтедобывающую скважину, включающим спуск насосно-копрессорных труб до изолируемого интервала и последовательную закачку обрабатывающих растворов и водоцементного раствора.

Новым является то, что предварительно закачивают нефтецементный раствор, затем состав для отмыва пленки нефти из поровых каналов в призабойной зоне пласта и отверждения нефтецементного раствора, представляющий собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12, при этом закачивание состава для отмыва пленки нефти и отверждения нефтецементного раствора начинают после повышения давления при закачивании нефтецементного раствора на 20-50% от первоначального.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в создании благоприятных условий для отверждения нефтецементного раствора и повышении адгезии к породам цементного камня, образованного при отверждении водоцементного раствора в процессе ограничения притока вод последовательной закачкой обрабатывающих и водоцементного растворов.

При реализации способа в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) и в изолируемый интервал закачивают нефтецементный раствор, затем 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 и водоцементный раствор. Объем нефтецементного и водоцементного растворов определяют в зависимости от геолого-технических условий по типовым методикам, используемым для выбора объема тампонажных композиций при ремонтных работах в скважинах. Закачивание водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 начинается после повышения давления на 20-50% от первоначального при закачивании нефтецементного раствора. Если бы закачка водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 была начата до повышения давления до необходимого значения при закачивании нефтецементного раствора, то при этом происходило бы поршневое продавливание последнего в глубину пласта. При закачивании нефтецементного раствора в пласт повышение давления на 20-50% от первоначального свидетельствует о кольматации поровых каналов частицами цемента. В случае начала закачки водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 после повышения давления в процессе закачивания нефтецементного раствора на 20-50% от первоначального, поршневое продавливание последнего в глубину пласта будет затруднено, так как поровые каналы закольматированы цементными частицами. В этом случае закачиваемый водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 будет внедряться в закачанный ранее нефтецементный раствор и, фильтруясь в глубину пласта, вымывать углеводородую основу из нефтецементного раствора, заменяя ее на воду. В результате создаются благоприятные условия для ускоренного отверждения нефтецементного раствора, чем если бы смачивание частиц цемента в нефтецементном растворе происходило только за счет взаимодействия с остаточной водой и замещения нефти водой в результате капиллярной пропитки. Объем водного раствора АФ9-12 выбирается с тем условием, чтобы на одну тонну цемента, содержащегося в нефтецементном растворе, приходилось 0,4-0,6 м³ водного раствора АФ9-12. Это делается с целью создания в пластовых условиях достаточного объема воды для отверждения цемента, оставшегося после вымывания из нефтецементного раствора углеводородной основы. Ускоренное образование цементного камня из нефтецементного раствора обеспечит большую прочность водоизоляционного экрана в более короткие сроки.

Нефтеотмывающие свойства водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 доказаны ранее и применяются в различных технологиях [Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Уваров С.Г., Слесарева В.В. и др. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе эфиров целлюлозы и НПАВ // Корпоративная библиотека ОАО Татнефть, - Издание первое. - Сборник «ТатНИГТИнефть. Научные труды». М: - НП «Закон и Порядок», 2006, с.229-234].

В процессе закачивания водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 одновременно происходит отмыв пленки нефти из поровых каналов призабойной зоны пласта и создаются условия для улучшения адгезии цементного камня, образующегося из закачиваемого в последнюю очередь водоцементного раствора. В таблице 1 сведены данные о величине адгезии цементного камня, полученного из водоцементного раствора к кернам терригенной породы, через которые предварительно прокачивали нефть, а также к кернам, через которые прокачивали нефть, а затем 0,1%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12. Приведенные в таблице 1 данные свидетельствуют, что адгезия цементного камня к кернам, через которые прокачивали нефть, а затем 0,1%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 существенно выше.

Таблица 1
№ опыта	Адгезия цементного камня к кернам, через которые прокачивали нефть (через 48 часов отверждения), МПа	Адгезия цементного камня к кернам, через которые прокачивали нефть, а затем 0,1%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 (через 48 часов отверждения), МПа
1	0,3	1,2
2	0,4	0,7
3	0,6	0,9

С целью сравнения изолирующих свойств водоизоляционного экрана по предлагаемому способу и по прототипу были проведены модельные испытания. В таблице 2 показано изменение проницаемости моделей пласта, обработанных по заявляемому способу и способом по прототипу.

Испытания проводились на моделях пласта, представляющих собой металлические трубки, заполненные кварцевым песком. Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают минерализованную пластовую девонскую воду плотностью 1180 кг/м³. В процессе прокачивания производят замер расхода воды и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем в модель пласта последовательно закачивают нефтецементный раствор в объеме 0,3 порового объема модели, 0,05; 0,1; 0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 в объеме 0,3 порового объема модели и водоцементный раствор в объеме 0,3 порового объема модели. В случае моделирования способа по прототипу в модель пласта последовательно закачивают водоспиртовый раствор этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) в объеме порового объема модели, нефть товарную в объеме порового объема модели, нефтецементный раствор в объеме 0,3 порового объема модели и водоцементный раствор в объеме 0,3 порового объема модели. Модель пласта оставляют на структурирование водоизоляционной композиции в течение 24 часов, после чего через модель пласта прокачивают минерализованную пластовую воду в обратном направлении с определением проницаемости модели. В качестве критерия оценки водоизолирующих свойств вычисляли коэффициент изоляции.

Из результатов исследований следует, что коэффициент изоляции при использовании заявляемого способа значительно выше, чем по прототипу, а следовательно, заявляемый способ более эффективен. Таким образом, достигается улучшение изолирующих свойств водоизоляционного экрана в результате создания благоприятных условий для ускоренного отверждения нефтецементного раствора и обеспечения надежного контакта цементного камня, образующегося при отверждении водоцементного раствора с породами пласта.

Пример практического применения.

Обводненная нефтедобывающая скважина с текущим забоем 1600 м обсажена эксплуатационной колонной с условным диаметром 146 мм, которая перфорирована в интервале 1520-1525 м. По результатам геофизических исследований приток в скважину происходит через интервал перфорации, при этом движение жидкости происходит с глубины 1501 м из невскрытого перфорацией обводненного пласта, т.е. имеется заколонный переток жидкости. В интервале 1510-1518 м устанавливают отсекающий мост и в интервале 1500-1503 м производят прострел специальных отверстий в эксплуатационной колонне. В скважину на глубину 1496 м спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с условным диаметром 73 мм. Через НКТ в специальные отверстия закачивают нефтецементный раствор, после закачивания 6,0 м нефтецементного раствора произошел подъем давления закачивания с 6,0 до 8,0 МПа (на 33%). После чего в специальные отверстия последовательно закачивают

3,5 м³ 0,1%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 и 2,4 м³ водоцементного раствора. Водоцементный раствор продавливают в пласт закачкой по НКТ технической воды в объеме, необходимом для оставления цементного моста во всем интервале специальных отверстий и на 20 м выше после подъема НКТ. НКТ приподнимают на глубину 1480 м и производят контрольную промывку цементного раствора закачиванием по межтрубному пространству 6,7 м³ технической воды, после чего НКТ поднимают на безопасную глубину 1200 м и скважину оставляют на ожидание затвердевания цементного раствора на 48 ч. В дальнейшем цементный мост разбуривают. Проводят геофизические исследования, которые показали, что заколонный переток жидкости ликвидирован. Далее скважину пускают в эксплуатацию.