способ изоляции притока пластовых вод

Формула изобретения

Способ изоляции притока пластовых вод, включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонной первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м³ на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу, последующее закачивание через указанное кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м³ на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны, повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводянного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м³ на каждый метр водонасыщенной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2 цикла с противодавлением, извлечение гибкой трубы из скважины и оставление скважины на реагирование под давлением.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ № 2127807, МПК E21B 43/32].

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ № 2244115, МПК E21B 43/32].

Недостатком этого способа является возможное загрязнение газоносной части пласта цементным раствором и уменьшение газонасыщенной толщины пласта.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении возможности изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности изоляции притока пластовых вод без глушения скважины с ограничением степени загрязнения газонасыщенной части пласта и обеспечением качественного тампонирования водонасыщенной части пласта без уменьшения газонасыщенной толщины пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что изоляцию притока пластовых вод осуществляют путем спуска гибкой трубы (ГТ) во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) газовой скважины до забоя и очистки забоя от жидкости и механических примесей, заполнения скважины газовым конденсатом, последующего подъема ГТ до башмака ЛК, закачивания в интервал перфорации через кольцевое пространство (КП) между ГТ и ЛК первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м ³ на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу, последующего закачивания через КП второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м³ на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины (эксплуатационной колонны) ниже башмака ЛК, повторного спуска ГТ в интервал газоводянного контакта (ГВК), закачивания через ГТ гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м³ на каждый метр водоносной толщины пласта, обратной промывки скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением, извлечения ГТ из скважины и оставления скважины на реагирование под давлением.

На фиг.1 представлена схема реализации данного способа при очистке забоя от жидкости и механических примесей, на фиг.2 - то же при закачивании в интервал перфорации первой пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.3 - то же при закачивании в интервал перфорации второй пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.4 - то же при закачивании в интервал ГВК гидрофобной кремнеорганической жидкости.

Способ реализуется следующим образом.

В газовую скважину, находящуюся под давлением, во внутреннюю полость ЛК 1 газовой скважины спускают ГТ 2 до забоя 3. Проводят очистку забоя 3 от жидкости и механических примесей прямой циркуляцией газового конденсата с выпуском газа, находящегося в скважине, на факел, с заполнением ствола скважины газовым конденсатом.

После чего приподнимают ГТ 2 до башмака ЛК 1. Закачивают в интервал перфорации 4 через КП 5 между ГТ 2 и ЛК 1 первую пачку гидрофобизирующего состава 6, содержащего этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации, играющего роль гидрофобизирующей добавки, в газовом конденсате в объеме 1-2 м³ на каждый метр газонасыщенной 7 толщины пласта 8 с продавливанием его в газонасыщенную часть 7 пласта 8 буферной пачкой 9 газового конденсата в объеме 0,2 м³ и образованием в продуктивном пласте 8 водоизоляционного экрана 10, оттесняющего пластовые воды от забоя 3 в глубину пласта 8 по радиусу.

Закачивают через КП 5 в интервал перфорации 4 вторую пачку гидрофобизирующего состава 11, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, играющую роль гелеобразователя, в объеме 0,4-0,6 м³ на каждый метр эффективной, включающей газонасыщенную 7 и водонасыщенную 12 части, толщины пласта 8, продавливают его в пласт 8 газоконденсатом в объеме ЛК 1 и внутреннего пространства скважины, ее эксплуатационной колонны, ниже башмака ЛК 1.

Далее ГТ 2 доспускают в интервал ГВК 13, положение которого определяют геофизическими методами, и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость 14 ГКЖ-11Н, играющую роль закрепителя, в объеме 0,10-0,15 м³ на каждый метр водонасыщенную 12 толщины пласта 8, образующую при контакте с водой водонасыщенной части 12 пласта 8 блокирующий экран 15, препятствующий поступлению воды к забою скважины.

Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением. ГТ 2 извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Примеры реализации способа.

Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в газовой скважине с аномально-низкими пластовыми давлениями без ее глушения.

ЭТС-40 или этилсиликат - кремнийорганическое соединение, содержащее католические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (HCl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу. Состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты.

ГКЖ являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия).

Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур от нуля до 200°C независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания - ниже минус 40°C.

Содержание ЭТС-40 в составе газового конденсата более 10% нецелесообразно из-за возрастания стоимости, связанной с повышенным расходом реагентов, при этом заметного улучшения технологических параметров не наблюдается.

При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 15% значительно сокращает время полимеризации, что может привести к невозможности закачивания водоизоляционной композиции в пласт.

При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 менее 5% значительно возрастает время процесса полимеризации (24-48 ч), что экономически не оправдано при проведении водоизоляционных работ.

При обратной промывке скважины в объеме менее 2,0 циклов возрастают риски прихвата гибкой трубы в лифтовой колонне, а в объеме более 2,0 циклов обратная промывка экономически не целесообразна, так как не приводит к заметному увеличению эффекта.

При закачивании первой пачки ЭТС-40 в объеме меньше 1 м³ на каждый метр газонасыщенной толщины пласта снижается эффективность проведения водоизоляционных работ, а при объеме больше 2 м³ значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки последующей водоизоляционной композиции в пласт.

При закачивании второй пачки ЭТС-40 в объеме меньше 0,4 м³ на каждый метр эффективной толщины пласта, которая слагается из газонасыщенной и вскрытой водонасыщенной частей пласта, снижается эффективность водоизоляционных работ, а при объеме больше 0,6 м³ значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.

При закачивании ГКЖ-11Н в объеме меньше 0,10 м ³ на каждый метр эффективной толщины пласта снижается эффективность водоизоляционных работ, при объеме больше 0,15 м³ значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.

Пример № 1

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1000 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 168 мм спускают ГТ диаметром 48 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 60 м через КП площадью 15853,86 мм² первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 60 м с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат в объеме 0,2 м³, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащий ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 24 м, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 10,0 м³. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Пример № 2

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1200 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм спускают ГТ диаметром 42 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 30 м через КП площадью 6465,86 мм ² первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 45 м³ с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 15 м³, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 12,0 м³ . Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,5 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Пример № 3

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1400 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм спускают ГТ диаметром 33 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 10 м через КП площадью 3921,07 мм ² первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 20 м³ с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 6 м³, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 15,0 м³ . Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 6,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы без глушения скважины, снизить степень загрязнения призабойной зоны пласта, сохранить газонасыщенную толщину пласта, сократить продолжительность ремонтных работ в 5-6 раз, снизить затраты на проведение работ и стоимость ремонта скважины в 3-4 раза.