Спосіб обмеження водопритоків в нафтових і газових свердловинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области ограничения и изоляции притока пластовых вод в нефтяных или газовых скважинах, а также может применяться для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Известные способы изоляции водопритоков в скважину с помощью кремнийорганических реагентов - силанов эффективны в случае отсечения притока подошвенных вод или заполнения локальных зон поглощения. Однако, очень часто изоляция пропластковых вод в низкопроницаемых коллекторах силанами приводит к полной закупорке продуктивных пластов, что приводит к необходимости проведения повторной перфорации ствола скважины (А.с. СССР №861554, кл. E21B33/13). Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ селективной изоляции пластовых вод, включающий закачку в пласт 4 - 5% углеводородного раствора легкогидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений (силанов), связывающих остаточн ую воду, выдержку скважин под давлением на реакцию химреагента в пластовых условиях, а также последующее закрепление тампонажной завесы исходными силанами (А.с. СССР №1016486, кл. E21B33/13). Недостатком данного способа является то, что 4 - 5% углеводородный раствор силана, предлагаемый для предварительного ограничения притока пластовых вод, образует в водонасыщенной зоне пласта слабую, рыхлую структур у низкомолекулярных соединений, не способных связать большое количество воды и удержать гидростатические напоры. Повторная закачка силанов может привести к полной изоляции перфорированной зоны. В случае отсутствия доступа воды силаны остаются в неотвержденном состоянии в пласте. В конечном счете, при освоении скважины неустойчивая масса изолирующего материала вымывается из пласта. Технической задачей предполагаемого изобретения является повышение эффективности водоизоляционных работ. Согласно предлагаемого способа ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, в отличие от известных, в процессе закачки химреагента в обводненный пласт производят последовательное нагнетание углеводородных растворов кремнийорганических реагентов силанов с возрастающей концентрацией в пределах от 10% до 90% (по объему) с последующим закреплением его в пласте водосодержащей продавочной жидкостью. В качестве кремнийорганических реагентов силанов используют этоксипроизводные кубовых остатков производства кремнийорганических мономеров, а также Продукт 119 - 204 (ТК 6 - 02 1294 - 84) или АКОР-Б100 (ТУ 39 - 1331 - 88). Тампонажиые продукты на основе силанов способны отверждаться в присутствии воды любой минерализации в интервале температур от 0 до 200°C и обладают высокой адгезионной прочностью по отношению к кварцевой поверхности горных пород. Они неограниченно растворяются в толуоле, ацетоне, бензоле, керосине, дизтопливе, безводной нефти и других летучи х углеводородах. В качестве водосодержащей продавочной жидкости могут применяться пресная, пластовая воды, утяжеленные солевые или глинистые растворы. Объемы и диапазон концентрации изолирующи х растворов подбираются в соответствии с характером обводненности, приемистостью скважины, а также пластовой температурой. Выбранные предельные концентрации силанов обусловлены следующими факторами. Углеводородный растворитель является замедлителем сроков отверждения силанов, поэтому нижний предел 10% раствора позволит изолирующему составу проникнуть в глубь пласта до момента его отверждения. Поэтому увеличение концентрации силанов в углеводородном растворе способствует образованию гидрофобной тампонажной завесы с нарастающей прочностью от пласта к скважине. Закрепляющая оторочка 90% раствора силанов под воздействием воды продавочной жидкости образует устойчивую стр уктур у изолирующего материала с остаточной пористостью сохраняющей фильтрационные характеристики продуктивных пластов. Запредельные составы тампонажных растворов с концентрацией ниже 10% нецелесообразны, так как образуют несвязную массу размывающуюся водой, а выше 90% происходит формирование монолитной непроницаемой структуры полимера. Обеспечение отверждения изолирующих растворов в обводненной части продуктивных горизонтов по всему объему достигается при воздействии подземных вод в пласте с одной стороны и продавочной жидкости от скважины с другой стороны. В нефтенасыщенной зоне пластов углеводородные растворы силанов, смешиваясь с нефтью, вымываются из пластов через создавшийся фильтрующий экран. Технология проведения водоизоляционных работ по данному способу не требует дополнительных технических средств и производится с помощью машин и агрегатов, используемых в нефтедобывающей промышленности. Последовательность операций производства работ заключается в следующем: скважину заполняют жидкостью до полной циркуляции, опрессовывают нагнетательную линию и определяют приемистость пластовой водой. Затем при открытой затрубной задвижке по НКТ производят промывку скважины безводной нефтью для удаления воды из ствола и из забоя скважины. Необходимые составы растворов силанов готовят в мерных емкостях и последовательно закачивают в скважину, вытесняя нефть в затрубное пространство. Заключительная пачка углеводородного раствора си-ланов разделяется с продавочной жидкостью буферным слоем безводной нефти в объеме 0,5м. Закрыв затрубную задвижку изолирующие растворы продавливают в пласт водосодержащей продавочной жидкостью. При условии полного вытеснения растворов силанов в пласт, скважину выдерживают под давлением в течение 0,5 - 1,0 часа для отверждения силанов под воздействием воды. По истечению времени выдержки скважины открывают трубную задвижку и обратной промывкой из затрубного пространства нефтью производят очистку призабойной зоны пласта от остатков непрореагировавшего химреагента, выносимого из пласта. После промывки перфорированной зоны пласта приступают к освоению скважину. Внедрение предлагаемого способа ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах с помощью силанов увеличит продолжительность эффекта изоляции, снизит расходы тампонажных материалов, сократит периоды ремонтно-изоляционных работ на промыслах и повысит производительность эксплуатационных скважин.