СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ИЛИ ГАЗОПРИТОКА ИЛИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к способам изоляции водо- или газонасыщенных интервалов и пропластков или зон поглощения, и может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, по ликвидации заколонных перетоков или нарушений в эксплуатационных колоннах, а также при воздействии на межскважинную зону пласта с целью изменения фильтрационных потоков.

Известно большое количество способов борьбы с водопритоками в скважины, основанных на применении составов, компоненты которых взаимодействуют между собой с быстрым образованием осадков (пат. СССР №1804548, опубл. в БИ №11, 1993 г., пат. РФ №2039208, опубл. в БИ №19, 1995 г.) или геля (пат. РФ №2096584, опубл. в БИ №32, 1997 г.). Технология изоляционных работ с такими составами обычно состоит в последовательной закачке в пласт оторочек компонентов с промежуточными буферными разделителями из инертной жидкости.

Недостатками известных способов являются низкая эффективность из-за повышенного давления нагнетания, малости закупоренной зоны, неудовлетворительной прочности и непродолжительности изоляции, а также трудность прогнозирования расстояний при образовании непроницаемых перемычек. В процессе последовательной закачки компонентов и буфера в пласте образуются кольцеобразные оторочки, которые по мере продавки в пласт отодвигаются от ствола скважины в глубь пласта. Смешение происходит в основном на фронте раздела оторочек растворов и поэтому химическая реакция и основное массовое образование закупоривающих материалов произойдет в узкой кольцевой зоне контактирования реагентов, а глубже в пласте и вблизи ствола скважины останутся непрореагировавшие реагенты и, соответственно, оказывается непроизводительный их расход.

Компоненты гелеобразующего состава возможно закачивать одновременно-раздельно (Патент РФ №1774689, опубл. БИ №1 от 10.01.96 г.) в виде двух потоков, один из которых закачивают через затруб. В этом случае может происходить их поступление в пласт послойно или, что хуже, в разные пропластки. Из-за плохого перемешивания в пласте будут присутствовать участки, где гелеобразование не произошло, что снижает прочность закупорки и может впоследствии привести к вымыванию состава из пласта.

Известно также множество способов с использованием для изоляции водопритоков составов, образующих во времени гелеобразную субстанцию. При этом можно закачивать изоляционную смесь, приготовленную на поверхности (пат. СССР №1836870 опубл. в БИ №14, 1995 г., пат. РФ №2041340, опубл. в БИ №22, 1995 г., пат. РФ №2071549, опубл. в БИ №1, 1997 г.), но в этом случае часто имеет место недостаточный охват пласта изоляционным материалом, поскольку смесь поступает в пласт через наиболее промытые перфорационные каналы и по путям основного поступления воды в скважину. Из-за этого впоследствии вода может обойти заблокированный участок и быстро прорваться в скважину.

Известны также технические решения, в которых изоляцию и блокирование пластов осуществляют эмульсиями на основе нефти или полимерными вязкоупругими композициями с добавкой диспергированных твердых, жидких или газообразных материалов-наполнителей, например, в пат. РФ №2058475, опубл. в БИ №11, 1996 г., в пат. РФ №2061171, опубл. в БИ №15, 1996 г., в пат. РФ №2062864, опубл. в БИ №18, 1996 г., в пат. РФ №2097548, опубл. в БИ №33, 1997 г. Общим недостатком таких решений является повышенное давление нагнетания, недостаточная прочность образующегося тампона и малая изолируемая зона, необходимость тщательного подбора порошкообразных материалов по размерам диспергированных частиц или принятия специальных мер и устройств для подготовки наполнителей и их перемешивания с основным агентом.

Известны и способы изоляции с воздействием на водогазонасыщенные интервалы пласта упругими колебаниями. В а.с. №1640364, опубл. в Б.И. №13, 1991 г., предложена последовательная закачка реагирующих между собой растворов, разделенных инертной жидкостью, причем после закачки их в пласт осуществляют динамический режим смешения путем воздействия на водогазонасыщенные интервалы акустическими колебаниями с длиной полуволны, равной ширине оторочки в изолируемом интервале образующего тампонирующий интервал раствора.

Недостатком способа является низкая эффективность, присущая способам с последовательной закачкой реагентов. Поскольку воздействие акустическими колебаниями производится после закачки растворов в пласт, то смешение и осадкообразование будет происходить только на границе раздела оторочек растворов, а глубже в пласте и вблизи ствола скважины останутся неотреагировавшие реагенты и закупорка пласта будет непрочной и непродолжительной. Что же касается динамического ускорения и более эффективного перемешивания реагентов, совершаемых, по мнению авторов изобретения, за счет возникающих акустических потоков, то, во-первых, такого рода потоки могут способствовать конвективному перемешиванию лишь в достаточно объемных сосудах, ограниченных стенками, при установлении циркуляционных токов, а при наличии минерального скелета, когда длина волны значительно больше характерного размера пор, массовое вовлечение в перемешивание растворов уже становится невозможным. Во-вторых, возникновение достаточно сильных потоков возможно лишь при высоких интенсивностях упругих (акустических) колебаний, технически недостижимых в пласте.

Известен способ изоляции высокопроницаемых пород (Патент РФ №2018630, опубл. БИ №16 от 30.08.94 г.), включающий спуск в скважину трубной колонны с гидровибратором в ее нижней части, помещение гидровибратора в интервале залегания высокопроницаемых пород и закачку в трубную колонну жидкости с возбуждением колебаний давления гидровибратором и выходом циркуляции из затрубного пространства на устье скважины, причем в закачиваемую жидкость вводят диспергированные материалы прочностью, большей прочности высокопроницаемых пород, и размером частиц, меньшим размера их фильтрационных каналов, а в процессе циркуляции повышают давление в скважине над поровым давлением флюида изолируемых пород пропорционально уменьшению содержания диспергированного материала в жидкости, выходящей на устье скважины, и с ограничением давления в скважине давлением гидроразрыва пород, при этом частоту и амплитуду колебаний давления, возбуждаемых гидровибратором, поддерживают в режиме, соответствующем условию виброуплотнения инжектируемых в высокопроницаемую породу частиц с исключением разрушения самой породы.

Недостатком способа является необходимость использования очень большого количества изолирующего материала для поддержания на забое и в стволе скважины требуемой концентрации диспергированных частиц, а после завершения изоляции требуется промывка скважины и утилизация вытесненного из ствола значительного объема раствора, что приводит к неэкономичному расходу материалов и непроизводительным затратам. Во избежание опасности оседания частиц в процессе изоляции длительное время, вплоть до окончания промывки, требуется поддерживать непрерывное нагнетание жидкости с достаточно высоким расходом, что накладывает повышенные требования к насосным агрегатам и организационным вопросам, аналогичные требованиям, предъявляемым буровыми предприятиями при тампонажных работах. Кроме того, довольно проблематично поддерживать необходимую частоту и амплитуду колебаний давления, поскольку при повышении забойного давления из-за компенсации горного давления происходит разгрузка сжимающих напряжений в пласте и могут возникнуть непредсказуемые условия для разрушения самой породы, а вместо виброуплотнения - условия для виброожижения осажденных частиц. Непригоден или малоэффективен способ и для ограничения водогазопритока.

Известно также техническое решение по пат. РФ №2168608, кл Е 21 В 33/13, 43/32, опубл. в БИПМ №16, 01 г., в котором предложен способ ограничения притока воды в добывающие скважины, предусматривающий закачку в пласт гелеобразующих составов, причем перед их закачкой интервал закачки подвергают вибрационному воздействию от гидравлического вибратора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб, при обработке скважины на циркуляцию. При этом изолирующий состав закачивают в пласт с расходом, обеспечивающим работу гидравлического вибратора в диапазоне частот 50-100 Гц.

Недостатками данного технического решения являются неэффективное использование вибрационного воздействия, в том числе и для увеличения приемистости пласта, недостаточно действенная гомогенизация смеси, пониженная прочность формируемого тампона.

Поскольку для повышения приемистости пласт подвергают вибровоздействию при отработке на циркуляцию, то результативность будет незначительной. Пониженная приемистость скважин в основном бывает связана с закольматированностью призабойной зоны пласта (ПЗП). Извлечение или рассеяние в глубь пласта кольматирующих материалов возможны лишь при достаточной скорости движения жидкости по поровым каналам к скважине или от нее, то есть при принудительной закачке в пласт или отборе жидкости из пласта, а это при отработке на циркуляцию не обеспечивается и кольматант останется на месте. Вместе с тем, эффективность вибровоздействия связана не только с частотными параметрами колебаний давления, но и с амплитудными. Кроме того, поскольку гидравлический вибратор устанавливается в интервале закачки в пласт гелеобразующего состава, то при расходах, обеспечивающих его работу, время от выхода из генератора до входа в пласт составляет от долей секунды до секунды, то есть продолжительность вибровоздействия на состав оказывается очень малой и гомогенизация будет незначительной.

Источники информации, имеющие то же назначение, что и заявленное изобретение, которые могли бы быть приняты в качестве наиболее близкого аналога, нами не выявлены.

Задача изобретения - повышение эффективности способа путем увеличения охвата пласта изоляционными составами при снижении давления нагнетания и повышении селективности внедрения состава, повышения удерживающей способности изолирующего экрана и возможности экономии компонентов изоляционных составов.

Поставленная задача решается тем, что предлагается способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения изоляционными составами, включающий виброволновое воздействие на подлежащий изоляции интервал пласта как перед, так и при последующей закачке изоляционного состава, характеризующийся тем, что виброволновое воздействие перед закачкой изоляционного состава в пласт производят в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями, а изоляционный состав или хотя бы один из его компонентов предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями.

Положительный эффект предлагаемого технического решения достигается за счет рационального использования виброволнового воздействия как перед, так и в процессе закачки компонентов изоляционного состава. При виброволновом воздействии с помощью генераторов колебаний давления или других излучателей на забое возбуждаются высокоамплитудные колебания давления, которые передаются через перфорационные каналы в пласт и трансформируются в призабойной зоне в упругие колебания достаточно большой интенсивности, способствующие ослаблению связи кольматанта со скелетом коллектора, а в сочетании с гидросвабированием, производимым путем закачки жидкости в пласт до накопления упругой энергии сжатия и последующим обратным изливом, создаются условия для движения жидкостей и переноса частиц потоком по поровым каналам или трещинам коллектора в скважину. При сочетании с репрессиями происходит отток жидкости от скважины и рассеяние частиц в глубь пласта, а при депрессиях - приток и вынос кольматанта в скважину.

Благодаря этому очищается призабойная зона, повышается приемистость и профиль приемистости. Наряду с этим виброволновое воздействие существенно влияет на изменение фазовых проницаемостей в области насыщенностей, близких к равновесным значениям насыщенностей для нефти и воды (или газа), при этом упругие колебания способствуют восстановлению связности остаточной фазы и ее фильтрационному течению в пористой среде. Изменения фазовых проницаемостей под влиянием упругих колебаний меняют знак с изменением насыщенностей, а точка пересечения кривых относительных проницаемостей для нефти и воды определяет некоторые критические по отношению к виброволновому воздействию значения нефте- и водонасыщенностей пористой среды при заданных условиях движения флюидов. Перераспределение доли воды и нефти в граничных с поверхностью коллектора слоях приводит к модификации его поверхности. Упругие колебания также специфически влияют на погребенную (гранично-связанную) воду, разрушают структуру, переводя в рыхлосвязанное состояние, благодаря чему увеличивается адгезия изолирующего материала к скелету пористой среды, а при использовании силикатных композиций усиливается физико-химическая связь с кварцевыми породами. Изоляционный состав или хотя бы один из его компонентов предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями, что существенно влияет на физико-химические свойства, инициирует и увеличивает скорость химических реакций, в частности полимеризации, способствует дезинтеграции слипшихся частиц порошкообразных материалов и повышает степень дисперсности и после закачки состава в пласт приводит к синергетическому усилению энергетического взаимодействия между модифицированной поверхностью коллектора и подготовленным в поле упругих колебаний составом. Таким образом, обеспечивается селективность внедрения состава в изолируемый пласт, увеличение охвата изоляционным составом при снижении давления нагнетания, повышение прочности изолирующих экранов.

В процессе виброволнового воздействия в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями на подлежащий изоляции интервал пласта полезно для повышения эффективности очистки, а также облегчения и улучшения модификации поверхности коллектора производить закачку химреагентов, например растворителей, растворов с кислой или щелочной реакцией, поверхностно-активных веществ (ПАВ), гидрофилизующих или гидрофобизующих реагентов, а также в виде композиций.

Способ можно осуществлять с использованием гидродинамического генератора колебаний давления, и/или механического, и/или электромеханического излучателей упругих колебаний.

Оптимальным вариантом осуществления способа является использование одного гидродинамического генератора колебаний давления, способного дополнительно создавать обратную упругую волну, передающуюся навстречу потоку жидкости в напорной линии, предпочтительно генераторов автоколебаний релаксационного типа на основе центробежных (вихревых) форсунок с гидроаккумулятором, конструкция которых одновременно позволяет создавать качественные однородные смеси, высокодисперсные эмульсии, пены и т.п. с размерами частиц, сравнимых и меньших, чем поровые каналы. При прокачке жидкости через такие генераторы возбуждение колебаний давления происходит как на выходе из него, так и во входном трубопроводе и, кроме того, возникает вибрация как стенок, так и самого трубопровода. Если генератор устанавливать на забое скважины на уровне изолируемого интервала, то в процессе движения прокачиваемого изоляционного состава по насосно-компрессорным трубам через генератор и по забою будет осуществляться на него достаточно длительное воздействие упругими колебаниями, а при вводе в пласт будет производиться виброволновое воздействие. Примечательно, что амплитуда колебаний в обратной волне увеличивается при приближении к генератору и сравнима со значением на выходе, поэтому снижается опасность повышения вязкости составов, в частности, с диспергированными наполнителями благодаря разрушению их структуры.

Целесообразно виброволновое воздействие на пласт осуществлять в диапазоне частот 10-500 Гц и упругими колебаниями на изоляционный состав в диапазоне 10-2*10⁴ Гц при амплитудах колебаний давления, больших пороговых значений. Указанный диапазон частот определен по лабораторным исследованиям, при этом установлено, что эффективность очистки пористых сред и проявление фильтрационных эффектов обеспечиваются при превышении порогового значения амплитуды колебаний в пласте, составляющего 0,02 МПа, а при воздействии на изоляционный состав пороговое значение необходимо определять для каждого конкретного состава и оно может принимать значения порядка от долей до единиц мегапаскаль.

Успешность проведения изоляционных работ во многом зависит от изученности технического состояния скважины и особенно ПЗП. Из-за нарушения герметичности эксплуатационной колонны и наличия заколонных перетоков часть или весь объем изоляционного состава может перетекать в другие места, минуя подлежащий изоляции интервал. Не имея полного представления о характере газопритока или обводнения, профиле притока и приемистости, а также интервалов поступления воды или газа, можно работами по изоляции нанести большой вред. Например, случается, что приток происходит из водонасыщенного интервала, а принимает закачиваемую воду уже нефтенасыщенный интервал. Поэтому перед водо- и/или газоизоляцией рекомендуется производить геофизические и гидродинамические исследования (ГИС).

Для более равномерного поступления изоляционного состава в изолируемый пропласток и некоторого снижения давления закачки полезно предварительно производить увеличение плотности перфорации водогазонасыщенных интервалов, подлежащих изоляции.

Одним из видов изоляционных работ является ограничение водопритока (газопритока) к интервалу перфорации по негерметичному кольцевому пространству (заколонные перетоки) или прискважинному участку породы "конусом" из неперфорированной части монолитного пласта на залежах нефти с подстилающей водой (с газовой шапкой). При проведении работ по водоизоляции подошвенных вод и/или газоизоляции газовой шапки для подстраховки от вероятности попадания изоляционного состава в перфорированную часть пласта целесообразно закачку производить через предварительно выполненные специальные отверстия ниже интервала перфорации на уровне водонефтяного контакта и/или выше на уровне газонефтяного контакта. Кроме того, целесообразно отключать выше- и/или нижележащие интервалы пласта, например, путем пакерования.

Закачку изоляционного состава или его компонентов можно производить с использованием гибких труб.

Полезно при изоляции в избранных узких интервалах пласта виброволновое воздействие производить с использованием отражателей, расположенных выше и/или ниже генератора, что позволяет сконцентрировать колебания, защитить окружающие пропластки или части массивного пласта.

В изоляционный состав можно включать компоненты, реагирующие с образованием студней неорганических полимеров. Так, преимущественно для терригенных коллекторов, может быть использован состав на основе водного раствора соляной кислоты и цеолита или отходов их производства при рН 0-4, растворов жидкого стекла и алюмината натрия, а для карбонатных - в виде их эмульсии на нефтяной основе. Исследования водоизолирующих свойств указанных составов проводились по общепринятой методике контроля изменения времени гелеобразования и проницаемости кернов до и после изоляции (Гиматудинов Ш.К. и др. Практикум по физике нефтяного пласта. М., изд. МИНХ и ГП, 78 г.).

Изоляционный эффект К_из определяется по формуле:

где К₁ - проницаемость до обработки,

К₂ - проницаемость после обработки.

В таблице 1 представлены результаты экспериментов по изучению изолирующей способности составов на основе водных растворов соляной кислоты и цеолита при различных рН. Составы готовились путем смешения цеолита с растворами соляной кислоты при различной концентрации хлористого водорода до получения однородной жидкости.

В изоляционный состав или хотя бы в один из его компонентов можно дополнительно ввести модифицирующие вещества, например водорастворимые полимеры (полиакриламид, гипан, КМЦ, крахмал), ПАВ, полиэлектролиты. В таблице №2 представлены результаты изучения изолирующего эффекта изоляционных составов на основе цеолита при рН 2 с добавлением полимера карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-500.

При высокой проницаемости пласта или сильном поглощении можно в качестве хотя бы одного компонента использовать диспергированный материал, например сажу, цемент, известь, мел, золу-унос, глину, маршаллит, крокус, магнезиты, алюминиевую пудру, древесные опилки, гипс, вермикулит, которые могут служить как в качестве наполнителя, так и выступать в роли добавки, придающей изоляционному составу дополнительные качества, которые повышают тампонирующие свойства. В табл. №3 приведен изоляционный эффект для изоляционных составов на основе цеолита при рН 2 с добавлением наполнителя - сажи.

Для ускорения проведения изоляционных работ при использовании для изоляции смеси, которая представляет собой многофазную систему, содержащую жидкости, газ и/или твердые частицы, с целью более равномерного распределения материалов в системе рекомендуется перед воздействием на изоляционный состав упругими колебаниями производить предварительное смешение его компонентов.

Для снижения затрат на химические реагенты и увеличения объема закачиваемого изоляционного состава полезно при смешении компонентов добавлять газ, например попутный углеводородный, или азот, или дымовые газы, а при изоляции перетоков при борьбе с поглощением при бурении или в нагнетательных скважинах можно состав аэрировать воздухом. При смешении будет получаться мелкодисперсная пена без потери изоляционной способности и даже с повышенной прочностью, особенно при борьбе с поглощениями в рыхлых породах. Добавление газа оказывается эффективным при изоляции газопритока в трещиноватых породах как за счет внедрения в верхнюю часть пласта, так и блокировки поступления газа в интервал перфорации.

При проведении изоляционных работ на скважинах, вскрывающих пласты с осложненными геолого-физическими условиями, или при борьбе с поглощениями может оказаться необходимым закачку изоляционного состава производить в виде нескольких оторочек. В частности, это полезно при закачке составов, у которых неньютоновские свойства (тиксотропные, вязко-упругие и т.п.) проявляются по истечении определенного времени (полимеризации, структурирования, отверждения и т.п.). Если производить закачку очередной порции после того, как предыдущая оторочка уже успела закрепиться, но из-за ее малости или неполноты заполнения поровых каналов или других причин еще не достигнут необходимый результат изоляции, тогда закачиваемый состав будет накладываться на предыдущий, а не просто отталкивать его в глубь пласта. Амплитуда упругих колебаний, возбуждаемых в это время в пласте, будет наибольшей в приствольной зоне и снижается по степенному закону с увеличением расстояния от ствола скважины. По гиперболическому закону изменяется и скорость фильтрации жидкости по радиусу от скважины. Поскольку подвижность неньютоновских жидкостей зависит от напряжения сдвига, то соответственно она будет изменяться от скорости фильтрации и амплитуды упругих колебаний. Поэтому в приствольной зоне изолирующий материал приобретет подвижность и будет замещаться и проталкиваться в глубь пласта, а в глубине его, где скорость и амплитуда незначительные, практически останется неподвижным и очередная порция будет поступать в незаполненные или частично заполненные поры. В результате глубина и прочность закупорки увеличатся.

В зависимости от типа скважины, характера и интервала притока или поглощения, геолого-физических условий залегания пластов, цели изоляции целесообразно оторочки создавать путем последовательной закачки изоляционных составов, например осадкообразующих и/или гелеобразующих смесей, буферных, разделительных жидкостей в различных сочетаниях и объемах. Например, если целью изоляционных работ является ограничение притока воды из высокопроницаемого монолитного пласта, в котором водонефтяной контакт поднялся к интервалу перфорации, то можно произвести закачку сначала оторочки двух- или трехфазной пены, затем гелеобразующий или осадкообразующий состав, за ним суспензию или эмульсию с наполнителем и потом нефть. Поскольку закачки производятся одновременно с виброволновым воздействием, то сопротивление движению каждой последующей оторочки будет расти медленнее, чем без воздействия.

За счет многослойности изолирующей системы ее устойчивость значительно возрастает, причем каждая последующая оторочка служит в качестве блокирующей для предыдущей. Так как оторочки затворены на воде, кроме последних, то они избирательно будут поступать в пласт по промытым подошвенной водой участкам пористой среды в обход нефтенасыщенных. Пена, обладая повышенной блокирующей способностью, служит экраном перед нижними водами, гелеобразующий или осадкообразующий составы после выдержки во времени и закрепления становятся основным тампонирующим и защищающим пену от вымывания. Суспензия или эмульсия оттесняют тампон к низу и в глубь пласта и играют роль углеводородного буфера и с нефтью формируют нефтенасыщенную зону, по которой из верхней части пласта нефть будет поступать в скважину. Благодаря объемной изоляции как к низу, так и в глубь пласта пластовая энергия при эксплуатации скважины будет в основном передаваться вдоль напластования через нефтенасыщенные слои и будет ограничено поступление воды. Аналогичный подход к выбору изоляционных составов для закачки оторочек необходимо производить и при проведении изоляции в неоднородных пластах, при борьбе с поглощениями или ремонтных работах по устранению негерметичности обсадной колонны.

При проведении водоизоляции полезно производить продавку изоляционного состава в глубь пласта водонефтяной эмульсией, нефтью и/или растворителем. В этом случае водонефтяная эмульсия, попадая в водонасыщенный интервал, будет блокировать или оказывать дополнительное сопротивление фильтрации и предохранять состав от вымывания. При продавке нефтью или растворителем изолирующая оторочка будет оттесняться от ствола скважины в глубь пласта и в последующем при вызове притока снижается вероятность попадания изолирующего материала в ствол скважины и засорения насоса. Кроме того, экономится время по замене жидкости глушения на нефть. В нефтенасыщенном же интервале, обладающем обычно пониженной проницаемостью, эмульсия за счет уменьшения фазовой проницаемости не успеет проникнуть глубоко в пласт и потом легко вымоется при пуске скважины в эксплуатацию. При внедрении нефти будет происходить расформирование и рассеяние воды или жидкости глушения, проникшей в пласт и образующей приствольную водонефтяную переходную зону, и благодаря этому будут создаваться каналы фильтрации нефти к скважине и облегчаться ее приток. А при продавке растворителем дополнительно будет очищаться призабойная зона от асфальтосмолистых и парафиновых отложений.

В определенных условиях или когда это оправдано технологически и экономически можно до закачки изоляционного состава, содержащего жидкое стекло, в него и/или в пласт вводить алюминиевую пудру и/или водонерастворимые соли угольной кислоты, например химически осажденный мел. Подразумевается, что такие материалы добавляются в один из компонентов состава и/или предварительно доставляются непосредственно в пласт. При смешивании этих материалов с жидким стеклом образуются вещества, способствующие гелеобразованию, а в результате реакции с алюминиевой пудрой дополнительно выделяется еще и газ, который вспенивает смесь. Благодаря предлагаемому способу обеспечивается более равномерное распределение изоляционного состава в пласте и повышается его прочность.

При использовании в изоляционном составе жидкого стекла полезно его раствор барботировать углекислым газом, например выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания. Это способствует образованию кремниевой кислоты, являющейся основной гелеобразующей компонентой. Воздействие упругими колебаниями будет ускорять как реакцию, так и процесс полимеризации кремниевой кислоты. Все это помогает последующему гелеобразованию в пласте и при этом требуется меньшее количество растворов реагентов, вводимых в состав. В зимний период при использовании выхлопных газов раствор жидкого стекла будет подогреваться и отпадает необходимость использования для этого специальных устройств.

Иногда бывает целесообразным один из агентов доставлять на забой через затрубное пространство, особенно тогда, когда после смешения компонентов время реакции ограничено и сравнимо со временем, необходимым для прокачки состава по насосно-компрессорным трубам до забоя и продавки его в пласт. Благодаря возбуждению упругих колебаний на забое в стволе скважины и в пласте при виброволновом воздействии смешение компонентов будет происходить более равномерно и не произойдет их поступление в пласт послойно.

В процессе проведения изоляции обводнившихся интервалов существует вероятность попадания изоляционного состава и в нефтенасыщенные пропластки. Кроме того, эти пропластки могут также оказаться закольматированными. Это может затруднить их освоение или привести к работе скважины с пониженным дебитом, поэтому рекомендуется при таких обстоятельствах после закачки изоляционного состава в пласт и выдержки во времени производить обработку нефтенасыщенных интервалов и освоение скважины с использованием виброволнового воздействия и/или депрессий-репрессий и/или химреагентов.

Для реализации способа используются стандартное оборудование (подъемный агрегат, технологические емкости, устьевая арматура и др.) и технологическая спецтехника (насосные агрегаты, автоцистерны, компрессорная или азотная установка и др.), а обвязка скважины осуществляется по принятым в практике вариантам схем, соответствующим закачке одно- или многокомпонентных изолирующих композиций.

Возможность осуществления предлагаемого способа и доказательства получения положительного эффекта от его использования показаны на конкретных примерах его реализации.

Пример 1. Осуществление способа для многопластового объекта эксплуатации (на добывающей скважине №2103 Ново-Елховской площади)

Объектом эксплуатации являются песчано-алевритовые пласты девонских отложений пашийского горизонта, разделенные глинистым прослоем и вскрытые перфорацией в интервалах 1710,8-1713,2 м и 1714,6-1719,0 м. Пластовое давление 16,5 МПа.

После 4-х лет эксплуатации продукция скважины стала обводняться закачиваемой водой и через 10 лет отбор жидкости установился на уровне 16 м³/cyт при обводненности 95%.

До проведения изоляционных работ были произведены геофизические и гидродинамические исследования (СТД и ДГД, РГД и ВЧТ), при интерпретации которых дано заключение, что приток и приемистость отмечались по нижнему пласту в интервале перфорации 1716-1718 м. Приемистость составляла 150 м³/сут при давлении нагнетания 9 МПа.

На насосно-компрессорных трубах спустили в скважину на глубину 1717 м гидродинамический генератор автоколебаний релаксационного типа на основе центробежных форсунок, генерирующий высокоамплитудные колебания давления до 6 МПа в частотном диапазоне 25-70 Гц. Произвели виброволновое воздействие на пласт в сочетании с гидросвабированием путем 3-кратного чередования закачки в пласт жидкости в объеме 1-2 м³ и последующего излива с одновременной прокачкой рабочей жидкости в режиме циркуляции в течение 1-2 часов. В результате приемистость увеличилась до 330 м³/сут при давлении 5 МПа за счет очистки коллектора от кольматанта и расширения профиля приемистости.

Приготовили в одной автоцистерне 4 м³ водного раствора из 1,5 м³ жидкого стекла и 5 кг ПАВ типа АФ9-12, а в мернике агрегата ЦА-320 – 4 м³ раствора с 5 кг "Аккатрола" (аналог полиакриламида ПАА), 5 кг ПАВ типа АФ9-12 и 1 м³ хлоркальциевого раствора (35%). Произвели последовательно закачку через тройник в НКТ и генератор 1 м³ смеси этих растворов, затем 2,5 м³ с аэрированием компрессором (при расходе воздуха 4 м³/мин) и еще 1,5 м³ изоляционного состава. Закрыли затруб и закачали остатки растворов и продавили водой. Затем переключились на затруб и продавили в пласт 2 м³ воды при давлении 12-14 МПа. Скважину закрыли на 40 часов для закрепления изоляционного состава. При открытии скважины произошел непродолжительный излив нефти. Определили приемистость - отсутствует при давлении 12 МПа.

Установили генератор на глубине 1712 м. Произвели виброволновое воздействие на ПЗП верхнего интервала, при этом с водой из пласта выносились илистые частицы черного цвета и пленка нефти. По осветлении воды испытали скважину на приемистость - при давлении 10 МПа скважина не принимала. После извлечения оборудования промыли забой. Спустили штанговый насос, пустили в эксплуатацию с дебитом 5,5 т/сут безводной нефти.

В результате был достигнут технологический эффект при существенной экономии химреагентов (примерно в 1,5-2 раза) по сравнению с обычными способами создания водоизолирующих экранов подобными составами.

Пример 2. Осуществление способа для монолитного пласта с подстилающей водой (на добывающей скважине №791 Ново-Елховского месторождения)

Объектом эксплуатации является залегающий на глубинах 1774-1784 м монолитный песчано-алевритовый пласт девонских отложений пашийского горизонта с подстилающей водой, вскрытый перфорацией в интервале 1774-1780 м. Пластовое давление 18,9 МПа.

Ранее была произведена попытка изоляции поступления подошвенных вод эмульгирующим в пласте составом на основе углеводородного растворителя путем закачки в объеме 24 м³, которая оказалась неэффективной. Перед этим были дополнительно выполнены гидропескоструйным перфоратором (ГПП) технологические отверстия на глубинах 1777 и 1781 м.

Скважина в бездействии. Перед выходом в бездействие дебит по жидкости 14 м³/сут, по нефти - 0,2 т/сут при обводненности 98%.

По данным ГИС обводнение связано с притоком подошвенных вод, а приток и приемистость отмечается по нижней части интервала перфорации. Приемистость составила 150 м³/сут при давлении закачки 4 МПа.

Спустили в скважину на уровень 1779,3 м генератор автоколебаний приведенный в примере 1. Произвели виброволновое воздействие на пласт в сочетании с гидросвабированием. Определили приемистость - при одинаковом расходе 150 м³/сут давление снизилось до 1 МПа.

Растворили в 5,5 м³ пластовой воды 10 кг ПАВ типа АФ9-12 и 5,5 кг ПАА. Закачали 0,7 м³ в НКТ и далее продолжили закачку 3 м³ вспененного раствора с аэрацией от компрессора СД9-101 с расходом воздуха 4 нм³/мин. Продолжая закачку раствора, заполнили НКТ. Закрыли затруб, докачали остатки раствора и продавили водой в пласт в объеме 5,5 м³ при давлении 8 МПа.

Растворили в 5,5 м³ пластовой воды 5,5 кг ПАА. Произвели одновременную закачку нефти и раствора в соотношении 4:5. В последнюю порцию эмульсии закачивали 2 м³ пластовой воды. Объем эмульсии составил 13 м³. Продавили 7 м³ пластовой воды.

Растворением в пресной воде 2,5 м³ жидкого стекла и 14 кг ПАА приготовили 9 м³ раствора. В отдельной емкости смешали 5,5 м³ хлоркальциевого (СаСl₂) раствора с 4,5 м³ пластовой воды.

Включили закачку в НКТ растворов жидкого стекла и СаСl₂ одновременно в соотношении 1:1. После прокачки 1 м³ смеси подключили компрессор и закачали 4,5 м³ вспененной смеси, затем закачали остаток смеси. Произвели задавку в пласт через затруб пластовой водой в объеме 10 м³ при начальном давлении 10,0 МПа и конечном 13,0 МПа. Продавили через НКТ 6 м³ воды. Закрыли скважину на 12 часов для закрепления изолирующего экрана. Испытали на приемистость - при давлении 10,0 МПа не принимает.

Извлекли оборудование, спустили НКТ, произвели свабирование. Получили приток воды и нефти. Спустили штанговый насос, пустили в эксплуатацию с отбором 5 м³/сут (почти в 3 раза меньше, чем до изоляции) при обводненности 85%.

Пример №3. Осуществление способа с закачкой изоляционного состава на основе водного раствора соляной кислоты и цеолита при рН 2 (на добывающей скважине №3192 Федотовской площади)

Объектом эксплуатации является залегающий на глубинах 1711-1718 м монолитный алевролитовый пласт девонских отложений кыновско-пашийского горизонта с подстилающей водой, вскрытый перфорацией в интервале 1711-1714 м. Пластовое давление 16,7 МПа. В процессе 10-летней эксплуатации скважина обводнилась пластовой водой. Перед выводом в консервацию дебит жидкости составлял 21 м³/сут, нефти 0,9 т/сут при обводненности 95%. Согласно проведенным ГИС (РГД+ВЧТ) закачиваемая вода поглощается в интервале перфорации.

Спустили в скважину на уровень 1713 м генератор автоколебаний, приведенный в примере 1. Произвели долив водой 2,5 м³. Определили приемистость - расход воды составил 140 м³/сут при давлении закачки 12,0 МПа.

Произвели виброволновое воздействие на пласт в сочетании с гидросвабированием. Испытали на приемистость - при одинаковом давлении 12,0 МПа расход увеличился до 260 м³/сут.

Приготовили 7 м³ изоляционного состава на основе водного раствора соляной кислоты и цеолита с рН 2. Произвели закачку в НКТ 5,1 м³ состава. Закрыли затруб и закачали при давлении 10 МПа остатки состава и затем перешли на продавку водой в объеме 7,5 м³ при конечном давлении 12 МПа. Скважину закрыли на 48 часов для выдержки на застудневание.

После извлечения оборудования в скважину спустили НКТ и промыли забой. Произвели освоение свабированием до поступления воды постоянной плотности и нефти.

Спустили штанговый насос, пустили в эксплуатацию. Отбор жидкости составил 11 м³/сут, т.е. почти в 2 раза меньше, чем до изоляции, дебит нефти за 2 месяца возрос до 3,6 т/сут, а обводненность снизилась до 63% при том же отборе жидкости, что говорит о качественном проведении изоляции и высокой прочности изолирующего экрана.

Пример 4. Осуществление способа для монолитного пласта с газовой шапкой

Объектом эксплуатации является залегающий на глубинах 2810-2868 м монолитный карбонатный пласт московского горизонта Сm2

Скважина фонтанировала со средним дебитом 6-8 т/сут при повышенном содержании газа, который прорывался из газовой шапки по интервалу 2839-2849 м.

По данным ГИС приемистость отмечается по верхней части интервала перфорации. Приемистость составила 380 м³/сут при давлении закачки 6,0 МПа.

Спустили в скважину на уровень 2844 м генератор автоколебаний, приведенный в примере 1. Произвели виброволновое воздействие на пласт в сочетании с гидросвабированием. Определили приемистость - при давлении закачки 6,0 МПа расход увеличился до 576 м³/сут. Произвели замену воды (жидкости глушения) нефтью путем обратной промывки.

Произвели через предварительный смеситель и генератор одновременную закачку нефти и технической воды в соотношении 1:1. Объем эмульсии составил 20 м³. Закачали в пласт 50 м³ технической воды, затем 10 м³ вязкой нефти и далее 11 м³ эмульсии одновременной закачкой нефти и технической воды в соотношении 6:5. Продавили нефтью в объеме НКТ. Оставили скважину на "рассасывание давления" и закрепление изолирующего экрана на 48 часов.

После этого испытали на приемистость - при давлении 6,0 МПа расход 411 м³/сут.

Извлекли оборудование, спустили НКТ, произвели работы по вызову притока. Пустили скважину в эксплуатацию фонтанированием с отбором 12 м³/сут безводной нефти при приемлемом газовом факторе. В последующей работе скважины прорывы газа не отмечались, а дебит нефти достигал 30 м³/сут.

Пример 5. Осуществление способа по изоляции зон поглощения для монолитного пласта (на нагнетательной скважине №6435 Кузбаевского месторождения)

Объектом эксплуатации является пласт бобриковского горизонта, вскрытый перфорацией в интервале 1433-1440 м. Пластовое давление 16,2 МПа. Согласно проведенным ГИС (РГД+ВЧТ) закачиваемая вода в основном поглощается в нижней части интервала перфорации с расходом 267 м³/сут при давлении 12,5 МПа. Требовалось выровнить профиль приемистости для перераспределения потока закачиваемой воды в кровельную часть пласта.

Спустили в скважину на уровень 1438 м генератор автоколебаний, приведенный в примере 1. Произвели виброволновое воздействие на пласт в сочетании с гидросвабированием. Испытали на приемистость – при одинаковом давлении 12,5 МПа расход увеличился до 360 м³/cyт.

Приготовили 7 м³ изоляционного состава на основе водного раствора соляной кислоты и цеолита с рН 2. Произвели закачку в пласт изолирующего состава. Затем продавили водой в объеме 9 м³ при конечном давлении 13,0 МПа. Скважину закрыли на 48 часов для выдержки на застудневание.

После извлечения оборудования в скважину спустили НКТ и промыли забой. Пустили скважину под закачку. Произвели ГИС (РГД+ВЧТ) по определению профиля поглощения - закачиваемая вода стала поступать в основном в верхнюю часть интервала перфорации с расходом 164 м³/сут при давлении 12,5 МПа, что говорит о качественном проведении изоляции и высокой прочности изолирующего экрана. Через 3-4 месяца наблюдалось снижение обводненности окружающих добывающих скважин, что связано с перераспределением потока закачиваемой воды и вовлечением в вытеснение водой запасов нефти из кровельной части пласта.

Таким образом, при осуществлении способа благодаря проявлению совокупности эффектов открывается возможность гибкого комбинирования составов и проведения закачки в виде ряда оторочек, первые из которых, например, могут быть приготовлены из дешевых или малодефицитных материалов, а основная изолирующая оторочка может быть меньшего объема. Все это позволяет экономно расходовать материалы.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для изоляции водогазопритока в скважине и зон поглощения. Обеспечивает увеличение охвата пласта изоляционными составами при снижении давления нагнетания и повышение селективности внедрения состава, повышения удерживающей способности изолирующего экрана и возможности экономии компонентов изоляционных составов. Сущность изобретения: воздействуют виброволнами на подлежащий изоляции интервал пласта как перед, так и при последующей закачке изоляционного состава. Причем виброволновое воздействие перед закачкой изоляционного состава в пласт производят в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями. Изоляционный состав или хотя бы один из его компонентов предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями. 22 з.п.ф-лы, 3 табл.

1. Способ изоляции водопритока, или газопритока, или зон поглощения изоляционными составами, включающий виброволновое воздействие на подлежащий изоляции интервал пласта как перед, так и при последующей закачке изоляционного состава, при этом виброволновое воздействие перед закачкой изоляционного состава в пласт производят в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями, а изоляционный состав или хотя бы один из его компонентов предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями.2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в процессе виброволнового воздействия в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями на подлежащий изоляции интервал пласта производят закачку химреагентов, например, растворителей, растворов с кислой или щелочной реакцией, поверхостно-активных веществ, гидрофилизующих или гидрофобизующих реагентов, а также в виде их композиций.3. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что воздействие осуществляют с использованием гидродинамического генератора колебаний давления, и/или механического, и/или электромеханического излучателей упругих колебаний.4. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что воздействие производят с использованием одного гидродинамического генератора колебаний давления, способного дополнительно создавать обратную упругую волну, передающуюся навстречу потоку жидкости в напорной линии, предпочтительно генераторов автоколебаний релаксационного типа на основе центробежных форсунок с гидроаккумулятором.5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что виброволновое воздействие на пласт осуществляют в диапазоне частот 10-500 Гц и упругими колебаниями на изоляционный состав в диапазоне 10-2·10⁴ Гц при амплитудах колебаний давления больших пороговых значений.6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что перед водо- и/или газоизоляцией производят геофизические и гидродинамические исследования.7. Способ по любому из пп.1-6, характеризующийся тем, что предварительно производят увеличение плотности перфорации водогазонасыщенных интервалов, подлежащих изоляции.8. Способ по любому из пп.1-7, характеризующийся тем, что водоизоляцию подошвенных вод и/или газоизоляцию газовой шапки производят через предварительно выполненные отверстия ниже и/или выше интервала перфорации.9. Способ по любому из пп.1-8, характеризующийся тем, что закачку изоляционного состава производят при отключенных выше и/или нижележащих интервалов пласта, например, путем пакерования.10. Способ по любому из пп.1, 2 и 4-9, характеризующийся тем, что закачку изоляционного состава или его компонентов производят с использованием гибких труб.11. Способ по любому из пп.1-10, характеризующийся тем, что виброволновое воздействие производят с использованием отражателей.12. Способ по любому из пп.1-11, характеризующийся тем, что в изоляционный состав включают компоненты, реагирующие с образованием студней неорганических полимеров, например, на основе водного раствора соляной кислоты и цеолита при рН 0-4, растворов жидкого стекла и алюмината натрия.13. Способ по любому из пп.1-12, характеризующийся тем, что в изоляционный состав или хотя бы в один из его компонентов дополнительно вводят модифицирующие вещества, например, водорастворимые полимеры, поверхностно-активные вещества, полиэлектролиты.14. Способ по любому из пп.1-13, характеризующийся тем, что в качестве хотя бы одного из компонентов изоляционного состава используют диспергированные материалы, например, сажу, цемент, известь, мел, золу-унос, глину, маршаллит, крокус, магнезиты, металлическую пудру, древесные опилки, гипс, вермикулит.15. Способ по любому из пп.1-14, характеризующийся тем, что перед воздействием на изоляционный состав упругими колебаниями производят предварительное смешение его компонентов.16. Способ по любому из пп.1-15, характеризующийся тем, что при смешении компонентов изоляционного состава добавляют газ.17. Способ по любому из пп.1-16, характеризующийся тем, что закачку изоляционного состава в пласт производят в виде нескольких оторочек.18. Способ по любому из пп.1-17, характеризующийся тем, что оторочки создают путем последовательной закачки изоляционных составов, буферных, разделительных жидкостей в различных сочетаниях и объемах в зависимости от типа скважины, характера и интервала притока или поглощения, геолого-физических условий залегания пластов, цели изоляции.19. Способ по любому из пп.1-18, характеризующийся тем, что производят продавку изоляционного состава в глубь пласта водонефтяной эмульсией, нефтью и/или растворителем.20. Способ по любому из пп.1-19, характеризующийся тем, что до закачки изоляционного состава, содержащего жидкое стекло, в него и/или в пласт вводят алюминиевую пудру и/или водонерастворимую соль угольной кислоты, например, химически осажденный мел.21. Способ по любому из пп.1-20, характеризующийся тем, что при использовании в составе жидкого стекла его раствор барботируют углекислым газом, например, выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания.22. Способ по любому из пп.1-8, 10-21, характеризующийся тем, что один из компонентов изоляционного состава закачивают через затрубное пространство.23. Способ по любому из пп.1-22, характеризующийся тем, что после закачки изоляционного состава в пласт и выдержки во времени для его закрепления производят обработку нефтенасыщенных интервалов и освоение скважины с использованием виброволнового воздействия, и/или депрессий-репрессий, и/или химреагентов.