СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B33/13 E21B43/32 

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к изоляции зон флюидопроявления в нефтяной или газовой скважине в процессе ее эксплуатации, созданию водонепроницаемого экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, а также при ликвидации разного рода негерметичностей обсадной колонны. При этом зона флюидопроявления может быть представлена водопроявлениями и/или газопроявлениями в зоне продуктивного пласта или вне него.

Известен способ изоляции зоны флюидопроявления в скважине путем закачки в нее изоляционного материала (см., например, Булгаков Р.Т. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976, с.98-104).

Недостатком известного способа является его низкая изолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия к породам пласта. К тому же применяемый изоляционный материал в первую очередь проникает в высокопроницаемые каналы пласта и на небольшую глубину, оставляя мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением неизолированными, что ведет к недостаточному охвату пласта изоляционным материалом по его толщине и глубине (в радиальном направлении от ствола скважины), а следовательно, и к недостаточно высокой эффективности изоляции зоны флюидопроявления в скважине.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности изоляции зоны флюидопроявления в скважине за счет увеличения охвата этой зоны по ее толщине и глубине со строго адресным воздействием.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ изоляции зоны флюидопроявления в скважине включает образование экрана из вязкопластичной массы в скважине путем взаимодействия закачиваемой в скважину рабочей жидкости с проявляющим флюидом, при этом необходимую скорость образования вязкопластичной массы и интенсивность пропитки ею прискважинной зоны регулируют режимом продавки рабочей жидкости в проявляющую зону с повышением давления, чередующегося понижением давления на 10-50% от достигнутого максимального давления, при этом отношение времени выдержки повышенного давления ко времени пониженного давления принимают в пределах 1,1-5.

Кроме того:

в качестве зоны флюидопроявлений принимают негерметичную зону обсадной колонны, или зону межколонных проявлений, или зону заколонных перетоков, или зону перфорационных отверстий против продуктивного пласта;

в качестве рабочей жидкости используют щелочной сток производства капролактама (ЩСПК);

в качестве рабочей жидкости используют раствор ЩСПК в технической воде в количестве 0,1-1,5% ЩСПК от объема технической воды;

закачку ЩСПК или технической воды с добавкой ЩСПК чередуют с закачкой силиката натрия или раствора силиката натрия в технической воде;

закачку ЩСПК или раствора ЩСПК и силиката натрия ведут с промежуточными пачками пресной технической воды;

после закачки ЩСПК и силиката натрия закачивают пеноцементный раствор;

после закачки пеноцементного раствора закачивают цементный раствор;

Сущность изобретения.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что способ предусматривает оптимизацию изоляции зоны флюидопроявления за счет селективного взаимодействия рабочей жидкости именно с флюидом проявляющей зоны, т.е. водой и/или газом этой зоны, чем обеспечивают строгую адресность воздействия. При этом изоляцию обеспечивают не только в части наиболее проявляющих каналов этой зоны - макроканалов, а и всех сопряженных с ними микроканалов. Такой характер изоляции обеспечивают применяемой рабочей жидкостью и режимом изоляции, когда необходимую скорость образования вязкопластичной массы и интенсивность пропитки ею прискважинной зоны регулируют режимом продавки рабочей жидкости в проявляющую зону. Это обеспечивают повышением давления, чередующегося c понижением давления. Такой режим подачи рабочей жидкости в зону флюидопроявления создает нестационарный гидродинамический режим разнонаправленной фильтрации в прискважинной зоне, подключающий к этой фильтрации все проводящие каналы независимо от их размеров. В результате практических исследований процесса изоляции с применением ЩСПК установлено, что при понижении давления на 10-50% от достигнутого максимального давления с отношением времени выдержки повышенного давления ко времени пониженного давления в пределах 1,1-5 в скважине отмечается поршневой режим фильтрации в зоне изоляции по всей ее толщине и качественный скачок качества изоляции проявляющей зоны. При изоляции зоны негерметичности обсадной колонны включается сопредельная с этой зоной зона породы с ее фильтрующими каналами. В соответствии с настоящим изобретением используют всю толщину зоны проявления для ее изоляции. В итоге изоляционный материал подают в зону осложнения в поршневом режиме, в отличие от известных способов, когда основной приемистой частью зоны осложнения является только часть зоны, т.е. ее наиболее проводящие ее каналы и когда тампонажный материал закачивают под давлением выше давления гидроразрыва. Кроме того, глубина изоляции зоны осложнения в целом, кроме горизонтальной трещины гидроразрыва, в известных способах не велика. Она не превышает нескольких сантиметров. Основной объем тампонажного материала уходит в высоко проводящие горизонтальные каналы. При депрессии в скважине изолированная таким образом зона не выдерживает перепада давления и вновь становится флюидопроявляющей, поскольку вскрываются именно наиболее уязвимые, плохо и не глубоко затампонированные участки зоны осложнения, определяя в целом низкую эффективность ее изоляции.

В соответствии с настоящим изобретением достигают максимальный охват зоны осложнения по ее толщине и глубине за счет изоляции всех ее проводящих макроканалов и микроканалов в этой зоне, объединяющих все разнопроницаемые пропластки зоны. Глубину изоляции дополнительно увеличивают предварительной и, при необходимости, последующей гидрофобизацией зоны, например, с применением мылонафта. При этом равномерность гидрофобизации (гидрофобизации пропластков зоны различной степени фильтрации) и глубину тампонирования достигают и/или усиливают нестационарным режимом закачки жидкости, характеризующимся сменами режима закачки. Благодаря периодическим изменениям условий воздействия на зону осложнения в ней возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых пропластков зоны, усиливающие процесс капиллярного (поршневого) внедрения закачиваемой жидкости в низко проницаемые участки. В период снижения давления закачки знак градиента гидродинамического давления меняется и внедрившаяся в малопроницаемые участки жидкость получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. Все это в совокупности с гидрофобизацией зоны осложнения в кратной степени способствует усилению эффекта охвата зоны осложнения закачиваемой в нее жидкостью, в т.ч. и тампонажным материалом, для которого предварительно и закачивают жидкость с гидрофобизатором, подготавливающую условия для последующего тампонирования зоны осложнения. Все это работает на эффект качественной изоляции этой зоны по ее толщине и глубине.

Положительный эффект способа усиливается с применением ЩСПК в комбинации с силикатом натрия. Экран из вязкопластичной массы образуется от селективной реакции ЩСПК и силиката натрия с пластовой водой или газом. Закачку ЩСПК и силиката натрия или их растворов (возможны комбинации концентрированного ЩСПК с раствором силиката натрия или силиката натрия с раствором ЩСПК) ведут с промежуточными пачками пресной воды, дающими возможность регулировать момент начала реакции реагентов. При этом реакция происходит на границе контактов растворов. Непрореагировавшие части служат в дальнейшем дополнительным изолирующим материалом при прорывах газа или пластовой воды. Таким образом, такая система обладает свойствами восстановления. Побочным дополнительным эффектом реакции ЩСПК с проявляющим флюидом является высвобождение пресной воды из раствора ЩСПК, которая может быть использована для взаимодействия с цементом, закачиваемым для усиления эффекта изоляции проявляющей зоны. В нефтяной части пласта цементный раствор не затвердевает и может быть вынесен из этой части пласта.

Применяемый по способу ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) представляет собой непрозрачную жидкость темно-коричневого цвета без механических примесей, малотоксичный, с плотностью 1,1-1,2 г/см³, рН 10-13 и температурой замерзания -25°С. Содержит 18-30% адипата натрия, до 10 смол и до 0,8% циклогексанола. Он хорошо растворяется в воде, обладает щелочными свойствами, свойствами поверхностно-активных веществ (ПАВ). В результате применения ЩСПК достигают комплексного воздействия на прискважинную зону пласта, а именно: растворяют асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), снижают поверхностное натяжение на границах раздела фаз, предотвращают разбухание глин. Универсальные свойства ЩСПК в совокупности с описанной технологией его подачи в зону флюидопроявления обеспечивают обработку всей матрицы продуктивного пласта со всей совокупностью его макро- и микропор. Этим самым создают надежную систему гидрозатвора зоны.

Способ осуществляют следующим образом.

Для изоляции зоны флюидопроявления в скважине образуют экран из вязкопластичной массы в скважине. Для этого обеспечивают взаимодействие закачиваемой в скважину рабочей жидкости, содержащей ЩСПК, с проявляющим флюидом. С этой целью до флюидопроявляющей зоны (например, ее подошвы) спускают заливочную колонну, например, из насосно-компрессорных труб. Через эту колонну закачивают рабочую жидкость в виде ЩСПК или водного раствора ЩСПК и продавливают его в флюидопроявляющую зону. Необходимую для изоляции скорость образования вязкопластичной массы (например, из условий предотвращения избыточного разбавления исходной рабочей жидкости) и интенсивность пропитки ею прискважинной зоны регулируют режимом продавки рабочей жидкости в проявляющую зону. Для этого повышение давления, необходимое для закачки рабочей жидкости, чередуют с понижением давления. Давление понижают на 10-50% от достигнутого максимального давления. При этом отношение времени выдержки повышенного давления ко времени пониженного давления принимают в пределах 1,1-5. Для усиления эффекта изоляции закачку ЩСПК чередуют с закачкой силиката натрия. При этом закачку раствора ЩСПК и силиката натрия ведут с промежуточными пачками пресной технической воды.

После закачки ЩСПК и силиката натрия закачивают пеноцементный раствор. После закачки пеноцементного раствора закачивают цементный раствор.

Конкретный пример реализации способа.

Выбирают одну из скважин нефтяной залежи, где вскрыт продуктивный пласт мощностью 7 м и два пропластка мощностью 2,5 и 4 м с интенсивными водопроявлениями. Геофизическими методами определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления закачки и с контролем охвата закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности.

Осуществляют закачку в зону водопроявления через колонну заливочных труб водный раствор ЩСПК в количестве 5 м³ с добавкой собственно ЩСПК в количестве 0,05 м³. Начинают закачку водного раствора ЩСПК при давлении 24 МПа. После закачки 2 м³ в течение 10 мин переходят на закачку раствора со снижением давления до 20 МПа в течение 7 мин. Затем опять повышают давление до 26 МПа. Закачивают 1 м³ водного раствора ЩСПК в течение 5 мин. При этом снижают давление закачки до 18 МПа. После этого опять повышают давление. Каждый раз принимают разные величины давления, объемы закачиваемого раствора и время закачки с вышеупомянутыми условиями соотношения величин давления и времени его выдержки для создания нестацинарного гидродинамического режима, исключающего развитие привычных путей фильтрации и подачи изоляционного материала только в высокопроводящие каналы.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к изоляции зон флюидопроявления в нефтяной или газовой скважине в процессе ее эксплуатации, созданию водонепроницаемого экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, а также при ликвидации разного рода негерметичностей обсадной колонны. При этом зона флюидопроявления может быть представлена водопроявлениями и/или газопроявлениями в зоне продуктивного пласта или вне него. Обеспечивает повышение эффективности изоляции зоны флюидопроявления в скважине за счет увеличения охвата этой зоны по ее толщине и глубине со строго адресным воздействием. Сущность изобретения: способ включает образование экрана из вязкопластичной массы в скважине путем взаимодействия закачиваемой в скважину рабочей жидкости в виде щелочного стока производства капролактама – ЩСПК или его раствора с проявляющим флюидом. Необходимую скорость образования вязкопластичной массы и интенсивность пропитки ею прискважинной зоны регулируют режимом продавки рабочей жидкости в проявляющую зону. Для этого повышение давления чередуют с понижением давления. Понижают давление на 10-50 % от достигнутого максимального давления. При этом отношение времени выдержки повышенного давления ко времени пониженного давления принимают в пределах 1,1 - 5. 6 з.п. ф-лы.

1. Способ изоляции зоны флюидопроявления в скважине, включающий образование экрана из вязкопластичной массы в скважине путем взаимодействия закачиваемой в скважину рабочей жидкости в виде щелочного стока производства капролактама – ЩСПК или его раствора с проявляющим флюидом, при этом необходимую скорость образования вязкопластичной массы и интенсивность пропитки ею прискважинной зоны регулируют режимом продавки рабочей жидкости в проявляющую зону с повышением давления, чередующегося понижением давления на 10-50 % от достигнутого максимального давления, при этом отношение времени выдержки повышенного давления ко времени пониженного давления принимают в пределах 1,1-5.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зоны флюидопроявления принимают негерметичную зону обсадной колонны или зону межколонных проявлений, или зону заколонных перетоков, или зону перфорационных отверстий против продуктивного пласта.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ЩСПК используют в виде раствора в технической воде в количестве 0,1 – 1,5 % от объема технической воды.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку ЩСПК или его раствора чередуют с закачкой силиката натрия или раствора силиката натрия в технической воде.5. Способ по п.4, отличающийся тем, что закачку ЩСПК или раствора ЩСПК и силиката натрия ведут с промежуточными пачками пресной технической воды.6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что после закачки ЩСПК и силиката натрия закачивают пеноцементный раствор.7. Способ по п.6, отличающийся тем, что после закачки пеноцементного раствора закачивают цементный раствор.